Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50178-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50178-12 |
| Наименование | Система измерительная САР ТГ № 3 Западно-Сибирской ТЭЦ - филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК" |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 46890 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 443 п. 33 от 26.06.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 50178-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 50178-12: Описание типа СИ | Скачать | 542.9 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
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.
Смотрите также
