| Номер в госреестре | 50178-12 |
| Наименование СИ | Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК" |
| Изготовитель | ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
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.
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;
Помещение турбинного цеха Шкаф AZG061.3
Контроллер программируемый Simatic S7-300
■~1
Profibus DP
| Модуль ввода аналоговых сигналов 6ES 331 7KF02-0AB0 (№ 1) | Модуль ввода аналоговых сигналов 6ES 331 7KF02-0AB0 (№ 2) | |||||||
00
(N
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.
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 | Идентифика ционное 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.
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 компонентами 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:
| т о | 10 | о д | 0; 4 |
| от | 40 | до | 98; |
| от | 84 | до | 106,7 |
а) температура окружающей среды, °С
б) относительная влажность при 25 °С, %
в) атмосферное давление, кПа
- для комплексного компонента ИС:
| т о | 10 | о д | 0; 4 |
| от | 40 | до | 80; |
| от | 84 | до | 106,7 |
а) температура окружающей среды, °С
б) относительная влажность при 25 °С, %
в) атмосферное давление, кПа
- для АРМ машиниста турбины:
| т о | 10 | о д | 0; 4 |
| от | 40 | до | 80; |
| от | 84 | до | 106,7 |
а) температура окружающей среды, °С
б) относительная влажность при 25 °С, %
в) атмосферное давление, кПа
Средний срок службы ИС, лет, не менее 8.
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 | Г раницы допускаемой основной погрешности ИК | Г раницы допускаемой погрешности ИК в рабочих условиях | |||
| Наименование, тип СИ | Пределы допускаемой основной погрешности компонента ИК | Пределы допускаемой дополнительной погрешности компонента ИК | Номер в Г ос. 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 | у=±0,5 % | - | 15040-95 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль ввода аналоговых сигналов SM 331 мод. 6ES7 331-7KF02-0AB0 контроллера программируемого Simatic S7-300 (далее-модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0) | у=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | у=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | Г раницы допускаемой основной погрешности ИК | Г раницы допускаемой погрешности ИК в рабочих условиях | |||
| Наименование, тип СИ | Пределы допускаемой основной погрешности компонента ИК | Пределы допускаемой дополнительной погрешности компонента ИК | Номер в Г ос. 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 | у=±0,5 % | - | 15040-95 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | у=±0,5 % | у,=±(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 | у=±0,075 % | На каждые 10 °С Yt=±(0,02+ +0,03 'Ртах/Рв) % | 32854-09 | у=±0,13 % | у=±0,5 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | у=±0,5 % | У;=±(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 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | у=±0,5 % | у,=±(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 | y=±0,5 % | - | 15040-95 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | y=±0,5 % | - | 15040-95 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | у,=±(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 | y=±0,5 % | - | 15040-95 | у=±0,8 % | у=±0,9 % |
| Модуль 6ES7 331-7KF02-0AB0 | y=±0,5 % | У;=±(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; Ртах - 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 | |||||||||
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; DVDR/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 (ивх), 24 В/10 A DC (ивых) | - | 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 |
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 Rwf, = 800 Ом) | А = ±(0,2 -Ю^показ. + +1) мкА |
| Миллиомметр Е6-18/1 | от 0,0001 до 100 Ом | 5 = ±1,5 % |
| Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: А - абсолютная погрешность; 5 -относительная погрешность; I^^. - показания тока | ||
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 и технические документы, устанавливающие требования к Системе измерительной САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»
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.
Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.
