Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 443 п. 33 от 26.06.2012
Номер сертификата 46890
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее ИС) предназначена для измерений давления пара, уровня воды, автоматического непрерывного контроля технологических параметров турбогенератора № 3, их визуализации, регистрации и хранения, диагностики состояния оборудования, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации.

Описание

ИС является средством измерений единичного производства. Конструкция ИС представляет собой трехуровневую систему, построенную по иерархическому принципу. В состав ИС входят 12 измерительных каналов. Измерительные каналы (ИК) ИС состоят из следующих компонентов (по ГОСТ Р 8.596):

1) измерительные компоненты - первичные измерительные преобразователи, имеющие нормированные метрологические характеристики (нижний уровень ИС);

2) комплексный компонент - контроллер программируемый SIMATIC S7-300 (средний уровень ИС);

3) вычислительный компонент - автоматизированное рабочее место (АРМ) машиниста турбины (верхний уровень ИС);

4) связующие компоненты - технические устройства и средства связи, используемые для приема и передачи сигналов, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента ИС к другому.

Измерительные каналы ИС имеют простую структуру, которая позволяет реализовать прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Структурная схема ИС приведена на рисунке 1.

Принцип действия ИС заключается в следующем. ИС функционирует в автоматическом режиме. Первичные измерительные преобразователи выполняют измерение физических величин и их преобразование в унифицированный токовый сигнал (от 4 до 20 мА). Контроллер программируемый измеряет аналоговые унифицированные выходные сигналы измерительных преобразователей, выполняет их аналого-цифровое преобразование, осуществляет преобразование цифровых кодов в значения технологических параметров, выполняет вычислительные и логические операции, проводит диагностику оборудования, формирует сигналы предупредительной, аварийной сигнализации и передает информацию на АРМ машиниста турбины. АРМ машиниста турбины обеспечивает отображение параметров технологического процесса, архивных данных, журнала сообщений, сигналов сигнализации, отображение информации о состоянии оборудования ИС, настройку сигнализации.

Связующими компонентами ИС являются кабели контрольные, кабель UTP 5 level и кабель Profibus FC.

ИС обеспечивает выполнение следующих основных функций:

1) измерение и отображение значений физических величин, характеризующих технологический процесс;

2) автоматическая диагностика состояния оборудования;

ПИП - первичный измерительный преобразователь

Рисунок 1 - Структурная схема ИС

3) контроль протекания технологического процесса;

4) формирование журнала сообщений, отображение аварийных, предупредительных, технологических и диагностических системных сообщений и их протоколирование;

5) формирование и отображение сигналов предупредительной и аварийной сигнализации;

6) выполнение функции защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

7) хранение архивов значений параметров технологического процесса.

Установка точного времени проводится пользователем с уровнем доступа «Администратор» с АРМ машиниста турбины.

Программное обеспечение

Структура и функции программного обеспечения (ПО) ИС:

- ПО АРМ машиниста турбины функционирует в SCADA системе SIMATIC WinCC и осуществляет отображение измеренных значений параметров технологического процесса, архивных данных, журнала сообщений, сигналов сигнализации, отображение информации о состоянии оборудования ИС, настройку сигнализации;

- встроенное ПО контроллера программируемого SIMATIC S7-300 (метрологически значимая часть ПО ИС) функционирует в системе программирования STEP 7 и осуществляет автоматизированный сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ машиниста турбины, диагностику оборудования, обеспечение работы предупредительной и аварийной сигнализации.

Идентификация метрологически значимой части ПО ИС (ПО контроллера программируемого SIMATIC S7-300) выполняется с помощью программатора и USB/MPI адаптера по команде оператора, доступ защищен паролем. Идентификационные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Проект в системе программирования STEP 7

Проект:

TG3_end

_

Для файла конфигурации проекта TG3_end: subblk.dbt 591A530B1CEF76BD6CBD980 770C13418

MD5

Метрологические характеристики ИС нормированы с учетом ПО контроллера программируемого SIMATIC S7-300.

Защита программного обеспечения контроллера программируемого SIMATIC S7-300 соответствует уровню «А» по классификации МИ 3286-2010. Для защиты программного обеспечения АРМ машиниста турбины от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита ПО АРМ машиниста турбины соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические характеристики и характеристики погрешности измерительных каналов ИС приведены в таблице 2.

Параметры электрической сети питания:

- напряжение питания переменного тока, В                      от 198 до 242;

- частота, Гц                                                       от 49,6 до 50,4;

- напряжение питания постоянного тока, В                        от 21,6 до 26,4.

Параметры выходных сигналов с первичных измерительных преобразователей по ГОСТ 26.011-80 от 4 до 20 мА.

Коммуникационные каналы и интерфейсы:

- информационный обмен между измерительными и комплексными компонента

ми ИС осуществляется по кабелям контрольным с медными жилами с ПВХ изоляцией;

- информационный обмен между компонентами среднего и верхнего уровней ИС осуществляется посредством промышленных информационных сетей: Profibus DP для связи модулей ввода аналоговых сигналов с центральным управляющим устройством контроллера программируемого SIMATIC S7-300; Industrial Ethernet для связи контроллера программируемого SIMATIC S7-300 с АРМ машиниста турбины.

Климатические условия применения:

- для измерительных и связующих компонентов ИС: а) температура окружающей среды, °С

б) относительная влажность при 25 °С, %

в) атмосферное давление, кПа

от 10 до 40;

от 40 до 98;

от 84 до 106,7

- для комплексного компонента ИС:

а) температура окружающей среды, °С

от 10 до 40;

б) относительная влажность при 25 °С, %

от 40 до 80;

в) атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

- для АРМ машиниста турбины:

а) температура окружающей среды, °С

от 10 до 40;

б) относительная влажность при 25 °С, %

от 40 до 80;

в) атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

Средний срок службы ИС, лет, не менее

8.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист документа «Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт».

Таблица 2

№ ИК

Наименование ИК ИС

Диапазон измерений физической величины, ед. измерений

Параметры нормального (технологического) режима, ед. измерений

СИ, входящие в состав ИК ИС

Границы допускаемой основной погрешности ИК

Границы допускаемой погрешности ИК в рабочих условиях

Наименование, тип СИ

Пределы допускаемой основной погрешности компонента ИК

Пределы допускаемой дополнительной погрешности компонента ИК

Номер в Гос. реестре СИ

1

Давление пара на уплотнения

от 0 до 0,63 кгс/см2

от 0,12 до 0,22 кгс/см2

Датчик давления Сапфир-22МТ, мод. 2140

Y=±0,5 %

_

15040-95

y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331 мод. 6ES7 331-7KF02-0AB0 контроллера программируемого Simatic S7-300 (далее-модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0)

Y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

2

Уровень воды в конденсаторе

от 0 до 63 см

от 20 до 50 см

Датчик давления Сапфир-22МТ, мод. 2130

Y=±0,5 %

_

15040-95

y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

Y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

3

Уровень воды в подогревателе высокого давления № 7 (ПВД-7)

от 0 до 100 см

от 50 до 100 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2430

y ±0,5 %

_

15040-95

y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

4

Уровень воды в подогревателе высокого давления № 6 (ПВД-6)

от 0 до 100 см

от 50 до 100 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2430

y ±0,5 %

_

15040-95

y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

5

Уровень воды в подогревателе высокого давления № 5 (ПВД-5)

от 0 до 160 см

от 50 до 100 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2430

y ±0,5 %

_

15040-95

y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

6

Уровень воды в подогревателе низкого давления № 1 (ПНД-1)

от 0 до 100 см

от 20 до 80 см

Датчик давления Сапфир-22МТ, мод. 2130

Y=±0,5 %

_

15040-95

Y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

y ±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

Таблица 2

№ ИК

Наименование ИК ИС

Диапазон измерений физической величины, ед. измерений

Параметры нормального (технологического) режима, ед. измерений

СИ, входящие в состав ИК ИС

Границы допускаемой основной погрешности ИК

Границы допускаемой погрешности ИК в рабочих условиях

Наименование, тип СИ

Пределы допускаемой основной погрешности компонента ИК

Пределы допускаемой дополнительной погрешности компонента ИК

Номер в Гос. реестре СИ

7

Уровень воды в подогревателе низкого давления № 2 (ПНД-2)

от 0 до 100 см

от 20 до 80 см

Датчик давления Сапфир-22МТ, мод. 2130

Y=±0,5 %

_

15040-95

Y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

8

Уровень воды в подогревателе низкого давления № 3 (пнд-3)

от 0 до 100 см

от 20 до 80 см

Датчик давления Метран-150, мод. 150CD

Y=±0,075 %

На каждые 10 ° С

Yt=±(0,02+ +0,03vPmax/PB) %

32854-09

у=±0,13 %

Y=±0,5 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

9

Уровень воды в подогревателе низкого давления № 4 (ПНД-4)

от 0 до 100 см

от 20 до 80 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2430

у=±0,5 %

_

15040-95

Y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

10

Уровень воды в подогревателе сетевом горизонтальном (ПСГ-1)

от 0 до 63 см

от 15 до 50 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2420

у=±0,5 %

_

15040-95

Y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

11

Уровень воды в подогревателе сетевом горизонтальном (ПСГ-2)

от 0 до 63 см

от 15 до 50 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2420

у=±0,5 %

_

15040-95

Y ±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

12

Уровень воды в пиковом бойлере № 3 (ПБ-3)

от 0 до 160 см

от 20 до 120 см

Датчик разности давлений Сапфир-22МТ, мод. 2430

у=±0,5 %

_

15040-95

Y=±0,8 %

Y=±0,9 %

Модуль

6ES7 331-7KF02-0AB0

у=±0,5 %

Y t=±(0,005/К) %

15772-02

Примечания

1) В таблице приняты следующие обозначения: у — приведенная погрешность, yt - пределы приведенной дополнительной погрешности от влияния температуры окружающего воздуха; Pmax - максимальный верхний предел измерений; Рв - верхний предел измерений.

2) Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытания в целях утверждения типа с аналогичными техническими и метрологическими характеристиками

Комплектность

В комплект ИС входят технические средства, специализированные программные средства, а также документация, представленные в таблицах 2 - 4, соответственно.

Измерительные и комплексные компоненты ИС представлены в таблице 2, вычислительные и вспомогательные компоненты, программное обеспечение (включая программное обеспечение контроллера программируемого) - в таблице 3, техническая документация - в таблице 4.

Таблица 3

Наименование

ПО

Количество, шт.

1

В состав АРМ машиниста турбины входят:

- компьютер в промышленном исполнении, минимальные требования: процессор Pentium IV; 2.4 ГГц; 2.0 Гбайт ОЗУ; 20 Гбайт HDD; Ethernet;

Монитор 19” (1 шт.); клавиатура (1 шт.); мышь (1 шт.)

Операционная система: Microsoft Windows ХР Pro.

Прикладное ПО:

СУБД Microsoft SQL Server 2005; SCADA система - SIMATIC WinCC v.7.0, SIEMENS AG;

проект: TG3

1

2

Контроллер программируемый SIMATIC S7-300

Система программирования STEP 7;

проект: TG3 end

1

3

Программатор, минимальные требования: ноутбук 15"; Pentium IV; 3.0 ГГц;

512 Мбайт ОЗУ; 80 Гбайт HDD; DVD-R/RW; FDD; Ethernet; USB/MPI адаптер

Операционная система: Microsoft Windows ХР Pro. Прикладное ПО:

Пакет PCS7 v.6.0;

система программирования STEP 7

1

4

Источник бесперебойного питания APC Black Smart-UPS 3000 VA/2700W

_

1

5

Стабилизированный блок питания модульного типа SITOP POWER 120/230500 В АС (UbX), 24 В/10 A DC (UBMx)

_

2

Таблица 4

Наименование

Количество, шт.

1

РИЦ061 00-ИЭ «Ремонт систем автоматического регулирования ТГ № 3, вибромониторинга ТГ № 2 и передачи данных потребления речной воды на береговой насосной станции». Руководство пользователя

1

2

«Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт

1

3

«Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50178-12 «Система измерительная САР ТГ № 3 ЗападноСибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» «26» декабря 2011 г.

Основные средства поверки:

- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;

- калибратор многофункциональный MC5-R. Основные метрологические характеристики калибратора приведены в таблице 5;

- миллиомметр Е6-18/1. Основные метрологические характеристики миллиомметра Е6-18/1 приведены в таблице 5.

Таблица 5

Наименование и тип средства поверки

Основные метрологические характеристики

Диапазон измерений, номинальное значение

Погрешность, класс точности, цена деления

Калибратор многофункциональный MC5-R

Воспроизведение сигналов силы постоянного тока в диапазоне от 0 до 20 мА (при Rrar-f, = 800 Ом)

Д = ±(0,2Д0-Чоказ. + +1) мкА

Миллиомметр Е6-18/1

от 0,0001 до 100 Ом

6 = ±1,5 %

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: Д - абсолютная погрешность; 6 -относительная погрешность; 1показ. - показания тока

Сведения о методах измерений

РИЦ061 00-ИЭ «Ремонт систем автоматического регулирования ТГ № 3, вибромониторинга ТГ № 2 и передачи данных потребления речной воды на береговой насосной станции». Руководство пользователя.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ Р 51841-2001 Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний.

Рекомендации к применению

Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.

Развернуть полное описание