| Номер в госреестре | 67696-17 |
| Наименование СИ | Комплексы программно-технические |
| Обозначение типа СИ | SIMATIC PCS7 МПСА НПС |
| Изготовитель | ЗАО "СКАД тех", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| Срок свидетельства | 02.06.2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 2 года |
| Описание типа | скачать |
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС (далее - НТК МПСА НПС) предназначены для измерений силы постоянного тока и температуры совместно с первичными термопреобразователями сопротивления, 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 номер в Федеральном информационном фонде 15772-11), Simatic S7-400 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 66697-17) и устройств распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 66213-16) с модулями ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов;
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22153-14) (по заказу);
- преобразователи измерительные серий IM, IMS, MK (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 49765-12) (по заказу);
- преобразователи измерительные MCR-FL (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56372-14) (по заказу);
- преобразователи измерительные MINI (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55662-13) (по заказу);
- преобразователи измерительные MACX (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 55661-13) (по заказу);
- преобразователи сигналов измерительные MACX MCR(-EX)-SL (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54711-13) (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.
Программное обеспечение «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС» (далее - ПО «SIMATIC PCS7 МПСА НПС») разделено на 2 группы - ВПО контроллеров SIMATIC PCS7 МПСА НПС и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер, - ПО «Firmware (SIMATIC Automation Tool)», ПО «STEP 7» или ПО «STEP 7 Professional». Выбор внешнего ПО зависит от конкретного исполнения.
ВПО контроллера SIMATIC PCS7 МПСА НПС устанавливается в энергонезависимою память контроллеров в производственном цикле. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливаются в процессе первичной поверки комплекса.
Программное обеспечение «Firmware (SIMATIC Automation Tool)», ПО «STEP 7» и ПО «STEP 7 Professional» позволяет выполнять:
- настройку модулей и центрального процессора;
- конфигурирование систем промышленной связи на основе стандарта Ethernet;
- программирование логических задач контроллеров;
- обслуживать контроллер в процессе эксплуатации.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения
ПО «SIMATIC PCS7 МПСА НПС»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||
| Наименование программного обеспечения | ПО «Firmware (SIMATIC Automation Tool)» | ПО «STEP 7 » | ПО «STEP 7 Professional » |
| Идентификационное наименование ПО | Firmware (SIMATIC Automation Tool) | STEP 7 | STEP 7 Professional |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже V2 | не ниже V5.5 | не ниже V11 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | номер версии | ||
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | не используется | ||
ПО «SIMATIC PCS7 МПСА НПС», предназначенное для управления работой модулей и предоставления измерительной информации по стандартным протоколам, не влияет на метрологические характеристики средства измерений (метрологические характеристики комплекса нормированы с учетом ПО). Программная защита ПО и результатов измерений реализована на основе системы паролей и разграничения прав доступа. Механическая защита ПО основана на использовании встроенного механического замка на дверях шкафов, в которых монтируются компоненты комплекса. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - 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,^)* |
| 1 | 2 | 3 |
| Давление нефти в САРД | от 0 до 20 мА от 4 до 20 мА | Y= ±0,05 % (±0,11 %) |
| Давление нефти в линейной части МН | от 0 до 20 мА от 4 до 20 мА | Y = ±0,05 % (±0,11 %) |
| Давление 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 %) |
| Давление 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 Pt 100) | А = ±0,4 °С (±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 Pt 100) | А= ±1,2 °С (±1,3 °С) | |
| Канал цифро-аналогового преобразования | 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 | ||
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| 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 | 2 2 2 2 |
| 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 средства измерений
| Наименование | Обозначение | 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 | СТВМ70.421417.029.100 ПС | 1 экз. |
осуществляется по МИ 2539-99 «Рекомендация. ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительно-вычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки».
Основные средства поверки:
Калибратор многофункциональный AOIP CALYS 150R (рег. номер 48000-11); калибратор многофункциональный серии 3000 (модель 3041) (рег. номер 34284-07). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в эксплуатационном документе.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ТУ 4217-001-17717434-2014 Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 17 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 06.11.2024 |
