| Номер в госреестре | 58604-14 |
| Наименование СИ | Комплексы программно-технические |
| Обозначение типа СИ | SIMATIC PCS7 МПСА НПС |
| Изготовитель | ООО НПП "ГКС", г.Казань; ООО НВФ "Сенсоры, Модули, Системы", г.Самара; ООО НПП "СМС", г.Самара; ООО "Синтек", г.Нижний Новгород; ООО "Синтек Инжиниринг", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2014 |
| Срок свидетельства | 25.09.2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС (далее - ПТК МПСА НПС) -предназначены для измерения силы постоянного тока, температуры, совместно с первичными термопреобразователями сопротивления, а также для сбора, обработки и регистрации измерительной информации и выдачи управляющих воздействий в аналоговой и дискретной форме.
Принцип действия ПТК МПСА НПС основан на аналогово-цифровом преобразовании входных аналоговых сигналов с последующей передачей данных на автоматическое рабочее место (АРМ) оператора для отображения и регистрации. ПТК МПСА НПС применяются в автоматизированных системах управления технологическим процессом (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, системах телемеханизации.
ПТК МПСА НПС обеспечивают выполнение следующих функций:
- 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.
В состав ПТК МПСА НПС входят следующие основные блоки:
- 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 (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
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (Госреестр № 22153-08) (по заказу);
- АРМ операторов на базе компьютеров типа IBM PC для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.
Лист № 2 Всего листов 6
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 ПТК МПСА НПС представлен на рисунке 1.
ПТК МПСА НПС имеют встроенное программное обеспечение (ПО), представляющее собой микропрограмму, которое реализовано аппаратно и является метрологически значимым.
Вклад микропрограммы в суммарную погрешность ПТК МПСА НПС незначителен, так как определяется погрешностью дискретизации (погрешностью АЦП), являющейся ничтожно малой по сравнению с погрешностью ПТК МПСА НПС.
Внешнее программное обеспечение является метрологически незначимым и предназначено для снятия цифровых значений с преобразователей, последующей их нормализацией в значения измеряемой величины и передачи их по каналам связи
Идентификационные данные программного обеспечения ПТК МПСА НПС приведены в таблице 1.
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения ПТК МПСА НПС
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
| Встроенное | Микропрограмма | - |
| Внешнее | Simatic PCS7 | не ниже 8.0 |
Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
| Таблица 2 - Метрологические характеристики ПТК МПСА Н | ПС | |
| Наименование измерительного канала | Диапазон входного сигнала ПТК | Пределы допускаемой погрешности ПТК1)2) |
| Давления нефти в САРД | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,05/0,11) % |
| Давления нефти в линейной части МН | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,05/0,11) % |
| Давления нефти в линейной части МН, канал с HART-протоколом для настройки датчика | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,1/0,14) % |
| Давления нефти в остальных случаях, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,3/0,32) % |
| Перепад давления нефти, избыточное давление сред вспомогательных систем | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,3/0,32) % |
| Сила тока, напряжение, мощность | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,5/0,51) % |
| Виброскорость | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,5/0,51) % |
| Загазованность воздуха парами нефти | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,5/0,51) % |
| Осевое смещение ротора | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,5/0,51) % |
| Уровень жидкости во вспомогательных емкостях | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y = ± (0,1/0,14) % |
| Температура нефти в трубопроводах, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА; Термопреобразователи сопротивления :3) Pt100 | у = ± (0,3/0,32) % А = ± (0,4/0,5) °С |
| Температура других сред, в т.ч. канал с HART-протоколом для настройки датчика | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА; Т ермопреобразователи сопротивления:3) Pt100 | у = ± (0,3/0,32) % А = ± (1,2/1,3) °С |
| Канал цифро-аналогового преобразования | от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | у = ± (0,5/0,51) % |
| 1)Без барьера/с барьером искрозащиты или гальванической развязки. 2)Пределы допускаемой приведенной (у), абсолютной (А) погрешности измерения. 3)Диапазон значений входного сопротивления постоянного тока, соответствующий типу термопреобразователя сопротивления, приведен в таблице 3. | ||
Таблица 3 - Выходные значения термопреобразователя сопротивления в соответствии с
ГОСТ 6651-2009
| Тип термопреобразователя сопротивления | Диапазон измерения температуры, °С | Диапазон входного сопротивления, Ом |
| Pt100 | от минус 100 до плюс 300 | от 60,26 до 212,05 |
Таблица 4 - Технические характеристики
| Характеристика | Значение |
| Рабочие условия применения: | |
| - температура окружающей среды, °С - температура окружающей среды (при использовании дополнительного обогрева шкафа), °С - относительная влажность (без конденсации влаги), % - атмосферное давление, кПа | от плюс 5 до плюс 40 от минус 40 до плюс 40 от 40 до 90 от 84 до 107 |
| Габаритные размеры (ВхШхГ), мм: | 2000x1200x600 |
| Масса, кг, не более: | 360 |
| Напряжение питания | 220 В ± 10% частотой 50±1 Гц |
| Средняя наработка на отказ, не менее, ч | 20000 |
| Срок службы, не менее, лет | 20 |
Знак утверждения типа наносится на панели ПТК МПСА НПС методом трафаретной печати и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Комплект поставки представлен в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование и условное обозначение | Кол. |
| Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС | 1 шт. |
| Комплект ЗИП | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 экз. |
| Наименование и условное обозначение | Кол. |
| Паспорт | 1 экз. |
| Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется в соответствии с документом МП 58604-14 «Комплексы программнотехнические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 г.
Основные средства поверки:
- Калибратор электрических сигналов СА11Е (Госреестр № 53468-13), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 24 мА, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения силы постоянного тока ±(0,05 % показания + 4 мкА);
- Калибратор многофункциональный МС5-К (Госреестр № 22237-08), диапазон воспроизведения сигналов термопреобразователей сопротивления (Pt100) в диапазоне температур от минус 200 до плюс 850 °С, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности воспроизведения температуры в диапазоне от минус 200 до 0 °С ± 0,1 °С, в диапазоне от 0 до 850 °С ±(0,1 °С % + 0,025 % показания °С).
Сведения приведены в руководстве по эксплуатации 4217-001-17717434 2014 РЭ «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы, устанавливающие требования к комплексам программнотехническим SIMATIC PCS7 МПСА НПС
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 14014-91 «Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний».
ГОСТ 8.022-91 «ГСИ. Государственный первичный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне 1 • 10-16 ... 30 А» ГОСТ 6651-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний»
РД-35.240.50-КТН-109-13 «Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения»
ТУ 4217-001-17717434-2014 «Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС». Технические условия.
Выполнение работ по оценке соответствия продукции и иных объектов обязательным требованиям в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.
| Зарегистрировано поверок | 225 |
| Поверителей | 11 |
| Актуальность данных | 18.09.2024 |
