Назначение
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 «Трансконт» (далее -комплексы, ПТК Трансконт) предназначены для сбора, обработки и регистрации измерительной информации, поступающей от датчиков в виде аналоговых сигналов постоянного напряжения и тока стандартных диапазонов, для выдачи управляющих воздействий в аналоговой и дискретной форме, реализации алгоритмов управления, передачи данных как в пределах контролируемого объекта, так и в системы более высокого уровня.
Описание
Комплексы применяются в АСУ ТП транспортирования и хранения нефти и нефтепродуктов, в том числе для автоматизации объектов магистральных нефтепроводов, нефтеперекачивающих станций (НПС), резервуарных парков (РП), нефтебаз, нефтеналивных причалов, в системах автоматического регулирования давления (САРД), системах телемеханизации.
Комплексы выполняют следующие функции:
- измерение выходных сигналов и сбор информации от первичных датчиков и преобразователей различных технологических параметров;
- первичную цифровую обработку полученной информации;
- сравнение измеренных значений параметров контролируемого объекта с
заданными пределами;
- регистрацию и запоминание измеренных значений, их отклонений от
заданных уставок;
- накопление и хранение полученной информации;
- визуализацию и анализ текущей и накопленной информации в виде
экранных форм, отчетов, графиков на мониторе и принтере;
- удаленное управление различным технологическим оборудованием;
- централизованное конфигурирование параметров датчиков удаленных
объектов.
Комплексы относятся к проектно-компонуемым изделиям, построенным по двухуровневой схеме.
Комплексы состоят из:
- преобразователей 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;
- программируемых логических контроллеров Siemens серии Simatic S7-300 (Госреестр № 15772-11), Simatic S7-400 (Госреестр № 15773-11) и устройств распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (Госреестр № 22734-11) с модулями ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов.
- АРМ операторов на базе компьютеров типа IBM PC для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.
Барьеры искрозащиты, обеспечивающие искробезопасность, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.10-99 и позволяют принимать сигналы от датчиков, установленных во взрывоопасных зонах.
Всё электрооборудование комплексов 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.
Общий вид и маркировка шкафов ПТК Трансконт представлены на рисунке 1.
Рисунок 1 Фотографии общего вида и маркировки шкафов комплексов программно-технических SIMATIC PCS7 «Трансконт»
Аналоговый сигнал контролируемого параметра поступает (при
необходимости) с датчика на преобразователь искрозащиты и/или гальванической развязки, далее на вход модуля ввода аналоговых сигналов контроллера, где преобразуется к цифровому виду, затем в ЦПУ контроллеров приводится к диапазону измерений параметра и далее поступает на АРМ оператора для отображения и регистрации.
В комплексах 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 Трансконт 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение комплексов (ПО) создано на базе ПО системы распределенного управления PCS 7 фирмы Siemens AG и состоит из:
- внутреннего ПО логических контроллеров, которое конфигурируется с инженерного АРМ посредством PCS 7;
- библиотеки программ функциональных блоков для приема и обработки измерительной информации и алгоритмов управления;
- ПО АРМ оператора для визуализации параметров технологического процесса в виде окон параметров, таблиц и графиков изменения параметров, ведения архивов изменения параметров и журналов событий.
Внутреннее ПО контроллеров и преобразователей, являющееся метрологически значимым, устанавливается в производственном цикле на заводе-изготовителе соответствующих измерительных компонентов и в процессе эксплуатации комплексов изменению не подлежит (уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «А» по МИ 3286-2010).
И дентификационные данные программного обеспечения комплексов
приведены в таблице 1.
Для защиты накопленной и текущей информации от несанкционированного доступа в комплексах предусмотрен физический контроль доступа (запирающиеся шкафы комплекса с контролем отпирания дверей) и программный контроль доступа (шифрование данных и доступ по паролю).
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения комплексов
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор По | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора По |
| программный комплекс SIMATIC PCS7 «Трансконт» | Трансконт | не ниже 2013.1 | номер версии | не используется |
Программный комплекс SIMATIC PCS7 Трансконт не даёт доступа к внутреннему ПО компонентов комплексов, его уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С» в соответствии с МИ3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) комплексов приведены в таблице 2.
Таблица 2. Основные технические и метрологические характеристики комплексов программно-технических SIMATIC PCS7 «Трансконт»
| Измерительные каналы | Диапазоны отображения параметров, измеряемых датчиками1) | Диапазоны входных/ выходных сигналов | Пределы допускаемой основной приведенной погрешности2), % диапазона | Пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности2), %/10 0С |
| Давления нефти в САРД | 0-10 МПа | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,05/0,11) | ±(0,1/0,14) |
| Давления нефти в линейной части МН | 0-10 МПа | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,05/0,11) | ±(0,1/0,14) |
| Давления нефти в линейной части МН, канал с HART-протоколом для настройки датчика | 0-10 МПа | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,1/0,14) | ±(0,02/0,1) |
| Давления нефти в остальных случаях, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | 0-10 МПа | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,3/0,32) | ±(0,08/0,13) |
| Перепад давления нефти, избыточное давление сред вспомогательных систем | 0-10 МПа | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,3/0,32) | ±(0,08/0,13) |
| Сила тока, напряжение, мощность | 0-5 А, 0-400В, 0-800 кВт, 0-2500 кВт | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,5/0,51) | ±(0,08/0,13) |
| Виброскорость | 0,1 - 30 мм/с | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,5/0,51) | ±(0,08/0,13) |
| Загазованность воздуха парами нефти | 0-100 % | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,5/0,51) | ±(0,08/0,13) |
| Осевое смещение ротора | от минус 2,0 до плюс 2,0 мм | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,5/0,51) | ±(0,08/0,13) |
| Уровень жидкости во вспомогательных емкостях | 0,2-2,0 м 0,3-6,0 м | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,1/0,14) | ±(0,02/0,1) |
Окончание таблицы 2
| Измерительные каналы | Диапазоны отображения параметров, измеряемых датчиками1) | Диапазоны входных/ выходных сигналов | Пределы допускаемой основной приведенной погрешности2), % диапазона | Пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности2), %/10 0С |
| Температура нефти в трубопроводах, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | от минус 50 до плюс 100 °C | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА, Pt100, 100П3) | ±(0,3/0,32) ±(0,4/0,5 °С) | ±(0,08/0,13) ± (0,1/0,2 °С) |
| Температура других сред, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | от минус 100 до плюс 300 °C | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА, Pt100, 100П3) | ±(0,3/0,32) ±(1,2/1,3°С) | ±(0,08/0,13) ±(0,3/0,5°С) |
| Стационарный многоточечный преобразователь температуры нефти в резервуаре | от минус 50 до плюс 100 °C | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ± (0,3/0,32) ± (0,4/0,5°С) | ± (0,08/0,13) ± (0,1/0,2°С) |
| Канал цифроаналогового преобразования | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | 0 - 20 мА; 4 - 20 мА | ±(0,5/0,51) | ± (0,04/0,11) |
Примечания -
1) Диапазоны измерений /отображения технологических параметров могут
изменяться в зависимости от конкретного объекта автоматизации.
2) Без барьера/с барьером искрозащиты или гальванической развязки.
3) Сигналы от термопреобразователей сопротивления типа 100П, а = 0,00391 °C-1 и Pt100, а = 0,00385 °C-1 с номинальными статическими характеристиками по ГОСТ 6651-2009, а также других типов термопреобразователей сопротивления согласно конкретному объекту автоматизации.
Рабочие условия применения комплексов:
- температура окружающей среды, °С (нормальная температура 25 °С)
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
- напряжение питающей сети, В
(с резервированием)
Габаритные размеры шкафов
комплексов, мм
Масса шкафа комплекса, кг, не более
Потребляемая мощность
шкафа комплекса, В^ А, не более
от плюс 5 до плюс 40;
от минус 40 до плюс 40 (при использовании дополнительного обогрева шкафа);
от 40 до 90 (без конденсации влаги);
от 84 до107;
220 В ± 10% частотой 50±1 Гц
2000х1000х600
320
1500
Температура хранения и транспортирования, °С от минус 25 до плюс 60.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы документа «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 «Трансконт». Руководство по эксплуатации» 4217-001-10996791-2012 РЭ.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- программно-аппаратные средства комплекса согласно проектной и конструкторской документации;
- проектная, техническая и эксплуатационная документация на комплекс и его компоненты,
- инструкция «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 «Трансконт». Методика поверки» 4217-001-10996791-2012 ПМ8.
Поверка
осуществляется по документу 4217-001-10996791-2012 ПМ8 «Комплексы
программно-технические SIMATIC PCS7 «Трансконт». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2013 г.
Перечень основного поверочного оборудования:
- калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000, пределы допускаемой основной погрешности
±(0,01% показ.+1,0 мкА) в режиме воспроизведения и измерения силы постоянного тока в диапазоне от 0 до 25 мА,
± 0,05 °С в режиме имитации термопреобразователей сопротивления типов 100П, Pt100 в диапазоне от минус 200 до 600 °C.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 «Трансконт». Руководство по эксплуатации» 4217-001-10996791-2012 РЭ.
Нормативные документы
РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения
ТУ 4217-001-10996791-2012. Программно-технический комплекс SIMATIC PCS7 «Трансконт». Система автоматики НПС, РП. Часть 1. Технические условия.
ТУ1 4217-001-10996791-2012. Программно-технический комплекс SIMATIC PCS7 «Трансконт». Система автоматического регулирования давления. Часть 2 (САРД). Технические условия.
Рекомендации к применению
- осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.
