| Номер в госреестре | 58604-16 |
| Наименование СИ | Комплексы программно-технические |
| Обозначение типа СИ | SIMATIC PCS7 МПСА НПС |
| Изготовитель | ЗАО "Эктив Телеком", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| Срок свидетельства | 22.07.2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС (далее - ПТК МПСА НПС) предназначены для преобразования унифицированных аналоговых сигналов постоянного электрического тока и сопротивления в цифровой сигнал, 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 от первичных преобразователей 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 системах автоматического регулирования давления (САРД), в том числе для автоматизации объектов магистральных нефтепроводов (МН), 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 (регистрационный № 15772-11), Simatic S7-400 (регистрационный № 15773-11) и устройств распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (регистрационный № 22734-11) с модулями ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов;
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный № 22153-08) (по заказу);
- АРМ операторов на базе компьютеров типа IBM PC для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.
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 шкафа ПТК МПСА НПС представлен на рисунке 1. Основные метрологические и технические характеристики указаны в таблицах 2, 3. Комплектность поставки указана в таблице 4.
Рисунок 1 - Шкаф ПТК МПСА НПС
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 программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | Встроенное ПО Микропрограмма | Внешнее ПО Simatic PCS7 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | - |
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики
| Наименование измерительного канала | Диапазон преобразования входного сигнала ПТК | Пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразования (А)*/ пределы допускаемой погрешности приведенной к верхнему значению диапазона преобразования (у)* |
| 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 | Y= ±0,3 % (±0,32 %) |
| от 60,26 до 212,05 Ом (от -100 до +300 °С для термопреобразователей сопротивления Pt100) | A= ±0,4 °C (±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 | Y= ±0,3 % (±0,32 %) |
| от 60,26 до 212,05 Ом (от -100 до +300 °С для термопреобразователей сопротивления Pt100) | A= ±1,2 °C (±1,3 °С) | |
| Канал цифро-аналогового преобразования | Выходной сигнал: от 0 до 20 мА; от 4 до 20 мА | Y= ±0,5 % (±0,51 %) |
*Примечание - В скобках даны пределы допускаемой погрешности при использовании барьера искрозащиты или гальванической развязки.
| Характеристика | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура окружающей среды (при использовании дополнительного обогрева шкафа), °С - относительная влажность (без конденсации влаги), % - атмосферное давление, кПа | от +5 до +40 от -40 до +40 от 40 до 90 от 84 до 107 |
| Габаритные размеры (ШхВхГ), мм | 2000x1000x600 |
| Масса, кг, не более | 360 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22 50±1 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 20000 |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
наносится на панели ПТК МПСА НПС методом трафаретной печати и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Таблица 4 - Комплектность поставки
| Наименование | Количество |
| Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС | 1 шт. |
| Комплект ЗИП | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации 4217-001-17717434 2014 РЭ | 1 экз. |
| Паспорт | 1 экз. |
| Методика поверки МП 58604-14 | 1 экз. |
осуществляется в соответствии с документом МП 58604-14 «Комплексы программнотехнические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 14 августа 2014 г.
Основные средства поверки:
Калибратор электрических сигналов СА11Е (регистрационный № 53468-13).
Калибратор многофункциональный МС5-К (регистрационный № 22237-08).
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в руководстве по эксплуатации 4217-001-17717434 2014 РЭ «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Руководство по эксплуатации».
МП 58604-14 Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Методика поверки.
ТУ 4217-001-17717434-2014 Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Технические условия.
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
