Номер по Госреестру СИ: 58605-16
58605-16 Комплексы программно-технические
(SIMATIC PCS7 МПСА ПТ)
Назначение средства измерений:
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА ПТ (далее - ПТК МПСА ПТ) 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.
Внешний вид.
Комплексы программно-технические
Рисунок № 1
Программное обеспечение
ПТК МПСА ПТ имеют встроенное программное обеспечение (ПО), представляющее собой микропрограмму, которое реализовано аппаратно и является метрологически значимым.
Вклад микропрограммы в суммарную погрешность ПТК МПСА ПТ незначителен, так как определяется погрешностью дискретизации (погрешностью АЦП), являющейся ничтожно малой по сравнению с погрешностью ПТК МПСА ПТ.
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 ПТ 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 |
- |
- |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на панели ПТК МПСА ПТ методом трафаретной печати и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в руководстве по эксплуатации 4217-003-17717434 2014 РЭ «Комплексы программнотехнические SIMATIC PCS7 МПСА ПТ. Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам программно-техническим SIMATIC PCS7 МПСА ПТ
МП 58605-14 Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 МПСА ПТ. Методика поверки.
ТУ 4217-003-17717434-2014 Комплекс программно-технический SIMATIC PCS7 МПСА ПТ. Технические условия.
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом МП 58605-14 «Комплексы программнотехнические SIMATIC PCS7 МПСА ПТ. 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.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66; E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Принцип действия ПТК МПСА ПТ 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 ПТ применяются в качестве приемно-контрольной и управляющей электронной части автоматизированных систем управления пожаротушением и пожарной сигнализации (АСУ ПТ) различных объектов, в том числе добычи, транспортирования, хранения, переработки нефти и нефтепродуктов.
ПТК МПСА ПТ обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- прием и обработку информации от датчиков АСУ ПТ (пожарных извещателей различных типов, световых и звуковых оповещателей) о пожарной обстановке, а также от датчиков и сигнализаторов давления, уровня и температуры;
-
- прием и обработку информации о техническом состоянии оборудования АСУ ПТ и внешних соединительных линий комплекса;
-
- передачу информации о пожаре и техническом состоянии оборудования на верхний уровень и в другие системы;
-
- управление установкой пожаротушения, средствами оповещения и другими исполнительными устройствами системы;
-
- прием и исполнение команд оператора;
-
- документирование и архивирование факта возникновения и ликвидации пожара.
В состав ПТК МПСА ПТ входят следующие основные блоки:
-
- контроллеры программируемые Simatic S7-400 (регистрационный № 15773-11);
-
- устройства распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ200 (регистрационный
№ 22734-11);
-
- контроллеры программируемые Simatic S7-300 (регистрационный № 15772-11);
-
- преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К (регистрационный № 22153-08) (по заказу);
-
- блок ручного управления пожаротушением;
-
- источники бесперебойного питания (по заказу);
-
- устройства коммутации и защиты;
-
- устройства индикации (в качестве терминала и панелей индикации в АСУ ПТ могут применяться встраиваемые дисплеи и терминалы фирмы Siemens);
-
- программное обеспечение;
-
- АРМ оператора на базе персонального компьютера.
Конструктивно ПТК МПСА ПТ выполнены в виде нескольких герметизированных пыле- и влагозащищенных шкафов со степенью защиты не ниже IP43 (для шкафов, устанавливаемых вне помещений) или IP21 (в помещениях), а также персонального компьютера АРМ оператора с установленным программным обеспечением. При эксплуатации в условиях низкой температуры шкафы дополнительно оснащаются системой подогрева.
Внешний вид ПТК МПСА ПТ 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 ПТ
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики
Наименование измерительного канала |
Диапазон преобразования входного сигнала ПТК |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразования (Д)*/ пределы допускаемой погрешности приведенной к верхнему значению диапазона преобразования (y)* |
Перепад давления нефти, избыточное давление сред вспомогательных систем |
от 0 до 20 мА от 4 до 20 мА |
Y= ±0,3 % (±0,32 %) |
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) |
Д= ±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 Pt100) |
Д= ±1,2 °С (±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.
Таблица 3 - Технические характеристики
Характеристика |
Значение |
Условия эксплуатации:
|
от +5 до +40 от -40 до +40 от 40 до 90 от 84 до 107 |
Габаритные размеры (Ш*В*Г), мм |
2000x1000x600 |
Масса, кг, не более |
360 |
Параметры электрического питания:
|
220±22 50±1 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
20000 |
Срок службы, лет, не менее |
20 |