Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС
| Номер в ГРСИ РФ: | 58604-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Эктив Телеком", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 58604-16 |
| Наименование | Комплексы программно-технические |
| Модель | SIMATIC PCS7 МПСА НПС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 22.07.2021 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Эктив Телеком", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 58604-16: Описание типа СИ | Скачать | 115.7 КБ | |
| 58604-16: Методика поверки | Скачать | 324 КБ |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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
Программное обеспечение
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 |
- |
- |
Технические характеристики
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 °C) | |
|
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 °C) | |
|
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.
Таблица 3 - Технические характеристики
|
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 (Ш*ВХГ), 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 |
Знак утверждения типа
наносится на панели ПТК МПСА НПС методом трафаретной печати и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Комплектность
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. |
Поверка
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 MC5-R (регистрационный № 22237-08).
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в руководстве по эксплуатации 4217-001-17717434 2014 РЭ «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА НПС. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
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.
Смотрите также
