Назначение
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).
Описание
Принцип действия комплекса основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от ПИП, с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
- прием электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных устройств, измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;
- взаимодействие с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС);
- автоматическое, дистанционное и ручное управление технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;
- выявление отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;
- реализация ПАЗ, ТЗиБ;
- управление световой и звуковой сигнализацией;
- отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;
- формирование трендов заданных технологических параметров;
- архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно -диспетчерского персонала;
- защита от несанкционированного доступа (НСД);
- диагностика каналов связи и оборудования;
- автоматическое включение резервного оборудования;
- сохранение настроек при отказе и отключении электропитания.
Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:
- преобразователи для согласования уровней сигналов, гальванической развязки и/или искробезопасной защиты между первичными измерительными преобразователями и исполнительными механизмами с одной стороны и модулями ввода-вывода сигналов контроллеров с другой стороны, питания первичных приборов и преобразователей;
- программируемые логические контроллеры Siemens серии Simatic S7-300 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15772-11), Simatic S7-400 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 66697-17) и устройств распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 66213-16) с модулями ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов;
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22153-14) (по заказу);
- преобразователи измерительные серий IM, IMS, MK (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 49765-12) (по заказу);
- преобразователи измерительные серии IMX (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 65278-16) (по заказу);
- преобразователи измерительные MCR-FL (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56372-14) (по заказу);
- преобразователи измерительные MINI (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55662-13) (по заказу);
- преобразователи измерительные MACX (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55661-13) (по заказу);
- преобразователи сигналов измерительные MACX MCR(-EX)-SL (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54711-13) (по заказу);
- АРМ операторов на базе компьютеров типа ПК для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.
Приборные шкафы комплексов расположены вне взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и преобразователями, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.
Все электрооборудование ПТК МПСА НПС устанавливается в герметизированных пыле- и влагозащищенных шкафах со степенью защиты не ниже IP43 (для шкафов, устанавливаемых вне помещений) или IP21 (в помещениях). При эксплуатации в условиях низкой температуры шкафы дополнительно оснащаются системой подогрева.
В ПТК МПСА НПС используются протоколы передачи данных по полевой шине Profibus и HART (только для конфигурирования преобразователей), для связи модулей контроллеров с ЦПУ и АРМ оператора - S7/TCP
Обмен данными между ПТК МПСА НПС и внешними системами осуществляется по протоколам TCP/IP, МЭК870-5-101-95, МЭК870-5-104-95, Modbus и другим сертифицированным промышленным протоколам передачи данных по проводным и беспроводным каналам связи.
Связь с системой контроля вибрации может осуществляться по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU. Связь с системой контроля загазованности может осуществляться по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU.
Внешний вид шкафов приведен на рисунке 1.
Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и в общем случае состоят из:
1) Первичных измерительных преобразователей технологических параметров утвержденных типов в сигналы постоянного тока «4-20 мА» или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом). Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1;
2) Промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;
3) Аналоговых модулей ввода/вывода, производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми Simatic S7-400, Simatic S7-300 и устройствами распределённого ввода-вывода Simatic ET200;
4) АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.
Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.
Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей
| Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя | Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений | Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ед. изм. |
| ПИП избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме воздуха) | ±0,1 | - |
| ПИП избыточного давления/разрежения воздуха | ±0,4 | - |
| ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов | ±0,4 | - |
| ПИП перепада давления сред вспомогательных систем | ±0,4 | - |
| ПИП силы тока, напряжения, мощности | ±1,0 | - |
| ПИП виброскорости | ±10,0 | - |
| ПИП загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* | ±5,0 | - |
| ПИП измерения расхода нефти/нефтепродуктов | ±0,5 | - |
| ПИП осевого смещения ротора | - | ±0,1 мм |
| ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП | - | ±3,0 мм |
| ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях | - | ±10,0 мм |
| ПИП температуры нефти/нефтепродуктов в трубопроводах | - | ±0,5 °С |
| ПИП температуры других сред | - | ±2,0 °С |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Основные метрологические и технические характеристики указаны в таблицах 3, 4, 5. Комплектность поставки указана в таблице 6.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС» (далее - ПО «SIMATIC PCS7 МПСА»), можно разделить на 2 группы - ВПО контроллеров SIMATIC PCS7 МПСА и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер -ПО «SIMATIC PCS 7».
ВПО контроллера SIMATIC PCS7 МПСА устанавливается в энергонезависимую память контроллеров в производственном цикле на заводе - изготовителе. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливаются в процессе первичной поверки комплекса.
Программное обеспечение ПО «SIMATIC PCS 7» позволяет выполнять:
- настройку модулей и центрального процессора;
- конфигурирование систем промышленной связи на основе стандарта Ethernet;
- программирование логических задач контроллеров;
- обслуживать контроллер в процессе эксплуатации.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения | ПО «SIMATIC PCS 7» |
| Идентификационное наименование ПО | Process Control System SIMATIC PCS 7 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже V8.2 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | номер версии |
ПО «SIMATIC PCS7 МПСА», предназначенное для управления работой модулей, и предоставление измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО). Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа. Механическая защита ПО основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компонента комплекса. Уровень защиты ПО «SIMATIC PCS7 МПСА» -«высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Основные технические характеристики комплексов
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны измерения физических величин: |
| - избыточного давления, МПа | от 0 до 16 |
| - разрежения, МПа | от 0 до 0,1 |
| - перепада давления, МПа | от 0 до 14 |
| - температуры, °C | от -100 до +200 |
| - расхода, м3/ч | от 0,1 до 20000 |
| - уровня, мм | от 0 до 23000 |
| - загазованности, % НКПРП | от 0 до 100 |
| - виброскорости, мм/с | от 0 до 30 |
| - осевого смещения ротора, мм | от 0 до 10 |
| - силы тока, потребляемого нагрузкой (с учетом понижения токовым трансформатором) , А | от 0 до 5 |
| - напряжения нагрузки, В | от 0 до 12000 |
| - сопротивления, Ом | от 30 до 180 |
| - силы тока, мА | от 4 до 20 |
| - мощность, Вт/ВА | от 0 до 40000000 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от -60 до +60 |
| - относительная влажность при температуре +30 °С, % | от 30 до 95 без конденсации влаги |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 107 |
| Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от + 5 до +40 |
| - относительная влажность при температуре + 30 °С, % | от 40 до 80 без конденсации влаги |
| - атмосферное давление, кПа | от 84 до 107 |
| Параметры электропитания от сети переменного тока: |
| - напряжение, В | от 187 до 264 |
| - частота, Гц | 50 ± 0,4 |
| Потребляемая мощность одного шкафа, В А, не более | 1500 |
| Назначенный срок службы, лет | 20 |
| Масса одного шкафа, кг, не более | 320 |
| Г абаритные размеры одного шкафа, мм, не более | 2400x1600x1000 |
| Максимальное количество ИК для одного шкафа | 176 |
Таблица 4 - Основные метрологические характеристики входных измерительных каналов с учетом погрешности первичных преобразователей_
| Наименование характеристики | Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений | Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ед. изм. |
| - канал измерения избыточного давления нефти/ нефтепродуктов, жидких сред вспомогательных систем (кроме давления газа) | ±0,15 | - |
| - канал измерения избыточного давления/разрежения газа | ±0,6 | - |
| - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта | ±0,6 | - |
| - канал измерения перепада давления сред вспомогательных систем | ±0,6 | - |
| - канал измерения силы тока, напряжения, мощности | ±1,5 | - |
| - канал измерения виброскорости | ±15 % | - |
| - канал измерения загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП* | ±7,5 | - |
| - канал измерения расхода нефти/нефтепродуктов | ±0,75 | - |
| - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,15 | - |
| - канал измерения осевого смещения ротора | - | ±0,15 мм |
| - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре резервуарного парка | - | ±4,5 мм |
| - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях | - | ±15 мм |
| - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах | - | ±0,75 ° С |
| - канал измерения температуры других сред | - | ±3 ° С |
| * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени |
Таблица 5 - Основные метрологические характеристики выходных измерительных каналов типа «4 - 20 мА униполярный»:_
| Наименование характеристики | Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений |
| - канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА | ±0,6 |
Знак утверждения типа
наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Комплекс программно-технический | SIMATIC PCS7 МПСА НПС | 1 шт. |
| Комплект ЗИП (в соответствии с ТУ) | - | 1 компл. |
| Методика поверки | НА.00.004-2017 МП | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов | - | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.00.004-2017 МП «ГСИ. Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС». Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан» 17 августа 2017 г.
Основные средства поверки:
калибратор многофункциональный AOIP CALYS 150R, измерение и воспроизведение силы постоянного тока (0-24) мА, погрешность ±(0,007 % от показаний + 0,8 мкА) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48000-11);
магазин сопротивления Р4831, диапазон измерений от 0 до 100000 Ом, КТ 0,02, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 6332-77).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ТУ 4217-001-17717434-2014 Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Технические условия
68818-17: Методика поверки НА.00.004-2017 МПСкачать947.5 Кб