Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

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

Развернуть полное описание