Сведения о средстве измерений: 68817-17 Комплексы программно-технические

Номер по Госреестру СИ: 68817-17
68817-17 Комплексы программно-технические
(SIMATIC PCS7 САР)

Назначение средства измерений:
Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 САР (далее - комплексы) предназначены для измерения и контроля параметров технологических процессов и управления положением или состоянием исполнительных механизмов, путем измерения и генерации силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА и измерения электрического сопротивления от первичных измерительных преобразователей (ПИП).

сертификация программного обеспечения
Внешний вид. Комплексы программно-технические, http://oei-analitika.ru рисунок № 1
Внешний вид.
Комплексы программно-технические
Рисунок № 1
Внешний вид. Комплексы программно-технические, http://oei-analitika.ru рисунок № 2
Внешний вид.
Комплексы программно-технические
Рисунок № 2

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 05.10.2022
Номер записи - 160506
ID в реестре СИ - 382906
Тип производства - серийное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 2 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

SIMATIC PCS7 САР, SIMATIC PCS7 CAP, -,

Производитель

Изготовитель - АО "Нефтеавтоматика"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

В отчете "V_15" представлена аналитика распределения поверок по странам производства, как за все время существования БД ФГИС АРШИН, так и за последние несколько лет.

Отчет содержит три графика и таблицу. Графики являются интерактивными с возможностью масштабирования и экспорта в сторонние программы. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.

В разделе "Общая статистика" отчета представлены усредненные данные по странам производства:

  • число стран, чьи СИ занесены в ФГИС АРШИН
  • общее количество производителей по всем странам
  • суммарное количество поверок по всем производителям
  • количество типов СИ, зарегистрированных в ФГИС АРШИН

В конце отчета приводится сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации. В таблице имеются следующие поля:

  • наименование производителя
  • страна производства
  • кол-во поверок СИ указанного производителя

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 7
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 4
Кол-во средств измерений - 2
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 2017
МПИ по поверкам - 729 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№2115 от 2017.10.05 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Комплексы программно-технические (SIMATIC PCS7 САР)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений АО "Нефтеавтоматика"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
29116-05

Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 НГДУ "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
67071-17

Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП "Ножовка" ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
67996-17
06.07.2022
Контроллеры программируемые логические, МКLogic200
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
68816-17
05.10.2022
Комплексы программно-технические, SIMATIC PCS7 МПСА ПТ
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
68817-17
05.10.2022
Комплексы программно-технические, SIMATIC PCS7 САР
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
68818-17
05.10.2022
Комплексы программно-технические, SIMATIC PCS7 МПСА НПС
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
68908-17

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть-Западная Сибирь", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
69198-17

Система измерений количества и показателей качества нефти № 268 ПСП "Ножовка", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
69469-17

Система измерений количества и показателей качества нефти № 383 на ПСП "Чернушка", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
69471-17

Система измерений массы нефти по резервной схеме учета на ПСП "Нижнекамск" МН "НПС "Калейкино"-Нижнекамский НПЗ",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
69618-17

Система измерений массы сжиженных углеводородных газов АО "Газпромнефть-ОНПЗ", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
69996-17

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть - Север", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
69997-17

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть – Центральная Сибирь", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
69998-17

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО "Транснефть - Восток", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
70027-17

Система измерений количества и показателей качества нефти № 200 ПСП "Карабашский ТП" НГДУ "Лениногорскнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70038-17

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70199-18

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти ООО "Транснефть - Балтика", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
70200-18

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть - Дружба", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
70201-18

Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть - Сибирь", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
70251-18

Система измерений количества и показателей качества нефти № 495 на ПСП "Нижнекамск" МН "НПС "Калейкино"-Нижнекамский НПЗ",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70264-18

Система измерений количества и показателей качества нефти № 620 ПСП "Клин" ОАО "Ульяновскнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70504-18
26.02.2023
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации технологических процессов, B&R
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
70511-18
26.02.2023
Комплексы программно-технические микропроцессорной системы автоматизации пожаротушения, B&R
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
70564-18

Система измерений количества и показателей качества нефти и газа ЦТП МЛСК им. В. Филановского ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
70586-18

Система измерений массы нефтепродуктов по резервной схеме учета на ГПС "Нижнекамск-2", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70587-18

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1242 на ГПС "Нижнекамск-2", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
70631-18

Система измерительная, Локальная система управления воздушной компрессорной с блоком получения азота
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
5 лет
71013-18

Система измерений количества газа ОАО "Локосовский ГПК" на газопроводе "ЛДКС - Сургутская ГРЭС", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
71217-18

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1213 ПСП ЛПДС "Субханкулово-ПП", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
72961-18

Система измерений количества и показателей качества нефти № 380 на ПСП "Чернушка", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
72794-18
17.10.2024
Установки измерительные, НАФТА-СКАН
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
72783-18
16.10.2024
Каналы измерительные комплексов программно-технических микропроцессорной системы автоматизации "Шнейдер Электрик", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года
31505-06

Система измерений количества и показателей качества нефти № 232 НГДУ "Бавлынефть" ОАО "Татнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
1 год
75405-19

Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
75348-19

Система измерений количества и показателей качества нефти № 222 НГДУ "Лениногорскнефть" ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
75655-19

Система измерений количества и показателей качества нефти № 289 на ПСП "Шешма-Калейкино", Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
75763-19
19.08.2024
Установки трубопоршневые, НАФТА-ПРУВЕР-300
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год - для передвижных; 2 года - для стационарных
76246-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ КУ-1/1, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76245-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ФНД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76244-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ФВД СУГ, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76243-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ФВД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76242-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ КУ-1/2, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76241-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПФВД СУГ, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76224-19

Система измерительная количества этановой фракции, подаваемой в этанопровод АО "НГПЗ" - ЗАО "Нефтехимия" (СИКГ-6), Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
3 года
76463-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГз, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76336-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение КППНГ ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ СН, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76570-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на ФВД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76466-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на печь, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76465-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ГФУ, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76464-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на КППНГ, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76462-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на подпор ФНД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76461-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на ФНД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
76437-19

Система измерения количества газа Западной группы: Капитоновское месторождение УПН-230 ЗАО "Газпром нефть Оренбург" в составе АСУ ПНГ. СИКГ ПНГ на подпор ФВД, Нет данных
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
4 года
77591-20

Система измерений количества и показателей качества нефти № 276 на ПСП "Оса",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
77587-20

Система измерений количества и показателей качества нефти № 566 ПСП "Талаканское" АО "ВЧНГ",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
78650-20

Система измерений количества и показателей качества нефти №3 на ЛПДС "Ярославль" ООО "Транснефть - Балтика",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
78722-20

Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов №1249,
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
78881-20
03.08.2025
Установки трубопоршневые, НАФТА-ПРУВЕР-100
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
2 года - для ТПУ стационарного исполнения; 1 год - для ТПУ передвижного исполнения
81026-21

Система измерений количества и показателей качества нефти № 96 Омской ЛПДС, АО "Транснефть - Западная Сибирь",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
81025-21

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №425 ПСП "Салават" ЛПДС "Салават" Туймазинского НУ АО "Транснефть - Урал",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
81024-21

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП "Юргамыш" ЛПДС "Юргамыш",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
82983-21

Система измерений количества и показателей качества нефти № 243 на ПСП "Похвистнево" АО "Оренбургнефть",
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
83056-21

Система измерений количества и показателей качества нефти № 249 на ПСП "Покровка" АО "Оренбург нефть", Обозначение отсутствует
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
83145-21

Система измерений количества и показателей качества нефти № 620 ПСП "Клин" Ульяновского филиала ПАО НК "РуссНефть", Обозначение отсутствует
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год
83486-21

Система измерений количества и показателей качества нефти № 519, Обозначение отсутствует
АО "Нефтеавтоматика" (РОССИЯ г. Уфа)
ОТ
МП
1 год

Отчет позволяет получить информацию по модификациям СИ утвержденных типов:

  • наименования модификаций в зависимости от типа СИ;
  • количество СИ каждой из модификаций;
  • долю СИ, приходящихся на конкретную модификацию от общего количества СИ данного типа.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Комплексы программно-технические (SIMATIC PCS7 САР)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
АО "ТРАНСНЕФТЬ - ПРИКАМЬЕ"
(RA.RU.311558)
  • SIMATIC PCS7 CAP
  • 1 0 0 0 0 0 0
    Казанское районное нефтепроводное управление
    (973)
  • SIMATIC PCS7 САР
  • 4 0 4 0 4 0 4
    ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан»
    (RA.RU.311406)
    РСТ
  • -
  • 2 0 0 0 0 0 0

    Стоимость поверки Комплексы программно-технические (SIMATIC PCS7 САР)

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

    Программное обеспечение

    Программное обеспечение «Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 САР» (далее - ПО «SIMATIC PCS7»), можно разделить на 2 группы - ВПО контроллеров SIMATIC PCS7 и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер - ПО «SIMATIC PCS 7».

    ВПО контроллера SIMATIC PCS7 устанавливается в энергонезависимую память контроллеров в производственном цикле на заводе - изготовителе. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливается в процессе первичной поверки комплекса.

    Программное обеспечение ПО «SIMATIC PCS 7» 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 2.

    Таблица 2 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения

    Идентификационные данные (признаки)

    Значение

    Наименование программного обеспечения

    ПО «SIMATIC PCS 7»

    Идентификационное наименование ПО

    Process Control System SIMATIC PCS 7

    Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

    не ниже V8.2

    Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

    номер версии

    ПО «SIMATIC PCS7», предназначенное для управления работой модулей, и предоставление 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 компонента комплекса. Уровень защиты ПО «SIMATIC PCS7» - «высокий» по Р 50.2.077-2014.


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа

    наносится на табличку шкафа и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.


    Сведения о методиках измерений

    Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.


    Нормативные и технические документы

    Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам программно-техническим SIMATIC PCS7 САР

    ТУ 4217-002-17717434-2014 Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 САР. Технические условия

    Поверка

    Поверка

    осуществляется по документу НА.00.006-2017 МП «ГСИ. Комплексы программно-технические SIMATIC PCS7 САР». Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан» 17 августа 2017 г.

    Основные средства поверки:

    калибратор многофункциональный AOIP CALYS 150R, измерение и воспроизведение силы постоянного тока (0-24) мА, погрешность ±(0,007 % от показаний + 0,8 мкА) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48000-11);

    магазин сопротивления Р4831, диапазон измерений от 0 до 100000 Ом, КТ 0,02, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 6332-77).

    Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

    Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.


    Изготовитель


    Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
    ИНН 0278005403
    450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24
    Телефон: (347) 279-88-99, 8-800-700-78-68 Факс: (347) 228-80-98, (347) 228-44-11
    Web-сайт: http://www.nefteavtomatika.ru

    Испытательный центр

    ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Башкортостан» (ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан»)
    450006, Республика Башкортостан, г. Уфа, бульвар Ибрагимова, 55/59
    Телефон/факс: (347) 276-78-74
    Е-mail: info@bashtest.ru
    Web-сайт: http://www.bashtest.ru

    Принцип действия комплекса основан на приеме и преобразовании сигналов, поступающих от ПИП, с последующим вычислением, обработкой и архивированием значений параметров технологических процессов.

    Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:

    • -  прием электрических унифицированных сигналов от аналоговых, дискретных и интеллектуальных устройств, измерительных преобразователей и датчиков технологических параметров нижнего уровня комплекса автоматизации;

    • - взаимодействие с другими информационно-измерительными, управляющими и смежными системами и оборудованием объекта по проводным и волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС);

    • - автоматическое, дистанционное и ручное управление технологическим оборудованием и исполнительными механизмами;

    • - выявление отклонений технологического процесса от заданных режимов и аварийных ситуаций;

    • - реализация ПАЗ, ТЗиБ;

    • - управление световой и звуковой сигнализацией;

    • - отображение необходимой информации о ходе технологического процесса (ТП) и состоянии оборудования;

    • - формирование трендов заданных технологических параметров;

    • - архивирование заданных технологических параметров, событий и действий оперативно -диспетчерского персонала;

    • - защита от несанкционированного доступа (НСД);

    • - диагностика каналов связи и оборудования;

    • - автоматическое включение резервного оборудования;

    • - сохранение настроек при отказе и отключении электропитания.

    Комплексы являются проектно-компонуемым изделием. В зависимости от исполнения, в состав комплекса входит следующее типовое оборудование:

    • - 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 серии IMX (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 65278-16) (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 ПК для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов и архивации данных.

    Приборные шкафы комплексов расположены вне взрывоопасных зон промышленного объекта. Связь с оборудованием и преобразователями, установленными во взрывоопасной зоне, осуществляется через искробезопасные цепи.

    Все электрооборудование комплексов 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 комплексах 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 комплексом 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 приведен на рисунке 1.

    Внешний вид. Комплексы программно-технические (SIMATIC PCS7 САР), http://oei-analitika.ru

    механические замки

    Рисунок 1 - Внешний вид шкафов комплекса

    Внешний вид. Комплексы программно-технические (SIMATIC PCS7 САР), http://oei-analitika.ru

    Измерительные каналы (ИК) комплексов строятся на базе программируемых логических контроллеров и в общем случае состоят из:

    • 1) Первичных измерительных преобразователей технологических параметров утвержденных типов в сигналы постоянного тока «4-20 мА» или в электрическое сопротивление (в диапазоне от 30 до 180 Ом). Основные метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей утвержденных типов приведены в таблице 1;

    • 2) Промежуточных измерительных преобразователей, осуществляющих нормализацию сигналов и гальваническую развязку цепей первичных измерительных преобразователей (исполнительных устройств) и входных цепей аналоговых модулей ввода/вывода;

    • 3) Аналоговых модулей ввода/вывода, производящих аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразования. Модули предназначены для совместной работы по внешней шине с контроллерами программируемыми Simatic S7-400, Simatic S7-300 и устройствами распределённого ввода-вывода Simatic ET200;

    • 4) АРМ оператора, предназначенного для визуализации технологического процесса, формирования отчетных документов и хранения архивов данных.

    Примечание: Состав ИК зависит от конкретного исполнения.

    Таблица 1 - Метрологические характеристики первичных измерительных преобразователей

    Функциональное назначение первичного измерительного преобразователя

    Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений

    Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ед. изм.

    ПИП избыточного давления нефти/нефтепродуктов, сред вспомогательных систем (кроме воздуха)

    ±0,1

    -

    ПИП избыточного давления/разрежения воздуха

    ±0,4

    ПИП перепада давления нефти/нефтепродуктов

    ±0,4

    ПИП перепада давления сред вспомогательных систем

    ±0,4

    ПИП силы тока, напряжения, мощности

    ±1,0

    ПИП виброскорости

    ±10,0

    ПИП загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП*

    ±5,0

    -

    ПИП измерения расхода нефти/нефтепродуктов

    ±0,5

    -

    ПИП осевого смещения ротора

    -

    ±0,1 мм

    ПИП измерения уровня нефти/нефтепродуктов в резервуаре РП

    -

    ±3,0 мм

    ПИП уровня жидкости во вспомогательных емкостях

    -

    ±10,0 мм

    ПИП температуры нефти/нефтепродуктов в трубопроводах

    -

    ±0,5 °С

    ПИП температуры других сред

    -

    ±2,0 °С

    * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени

    Основные метрологические и технические характеристики указаны в таблицах 3, 4, 5. Комплектность поставки указана в таблице 6.


    Таблица 6 -

    Наименование

    Обозначение

    Количество

    Комплекс программно-технический

    SIMATIC PCS7 САР

    1 шт.

    Комплект ЗИП (в соответствии с ТУ)

    -

    1 компл.

    Методика поверки

    НА.00.006-2017 МП

    1 экз.

    Комплект эксплуатационных документов

    -

    1 экз.


    Таблица 3 - Основные технические характеристики комплексов

    Наименование характеристики

    Значение

    Диапазоны измерения физических величин:

    - избыточного давления, МПа

    от 0 до 16

    - разрежения, МПа

    от 0 до 0,1

    - перепада давления, МПа

    от 0 до 14

    - температуры, °C

    от -100 до +200

    - расхода, м3

    от 0,1 до 20000

    - уровня, мм

    от 0 до 23000

    - загазованности, % НКПРП

    от 0 до 100

    - виброскорости, мм/с

    от 0 до 30

    - осевого смещения ротора, мм

    от 0 до 10

    - силы тока, потребляемого нагрузкой (с учетом понижения токовым трансформатором) , А

    от 0 до 5

    - напряжения нагрузки, В

    от 0 до 12000

    - сопротивления, Ом

    от 30 до 180

    - силы тока, мА

    от 4 до 20

    - мощность, Вт/ВА

    от 0 до 40000000

    Рабочие условия эксплуатации первичных измерительных преобразователей:

    - температура окружающего воздуха, °С

    от -60 до +60

    - относительная влажность при температуре +30 °С, %

    от 30 до 95 без конденсации влаги

    - атмосферное давление, кПа

    от 84 до 107

    Рабочие условия эксплуатации промежуточных измерительных преобразователей и модулей ввода/вывода:

    - температура окружающего воздуха, °С

    от + 5 до +40

    - относительная влажность при температуре + 30 °С, %

    от 40 до 80 без конденсации влаги

    - атмосферное давление, кПа

    от 84 до 107

    Наименование характеристики

    Значение

    Параметры электропитания от сети переменного тока:

    - напряжение, В

    от 187 до 264

    - частота, Гц

    50±0,4

    Потребляемая мощность одного шкафа, В •А, не более

    1500

    Назначенный срок службы, лет

    20

    Масса одного шкафа, кг, не более

    320

    Габаритные размеры одного шкафа, мм, не более

    2400x1600x1000

    Максимальное количество ИК для одного шкафа

    176

    Таблица 4 - Основные метрологические характеристики входных измерительных каналов с учетом погрешности первичных преобразователей

    Наименование характеристики

    Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений

    Пределы допускаемой абсолютной погрешности, ед. изм.

    - канал измерения избыточного давления нефти/нефтепродуктов, жидких сред вспомогательных систем (кроме давления газа)

    ±0,15

    -

    - канал измерения избыточного давления/разрежения газа

    ±0,6

    -

    - канал измерения перепада давления нефти/нефтепродукта

    ±0,6

    -

    - канал измерения перепада давления сред вспомогательных систем

    ±0,6

    -

    - канал измерения силы тока, напряжения, мощности

    ±1,5

    -

    - канал измерения виброскорости

    ±15

    -

    - канал измерения загазованности воздуха парами нефти/нефтепродуктов, % НКПРП*

    ±7,5

    -

    - канал измерения расхода нефти/нефтепродуктов

    ±0,75

    -

    - канал измерения силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА

    ±0,15

    -

    - канал измерения осевого смещения ротора

    -

    ±0,15 мм

    - канал измерения уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре резервуарного парка

    -

    ±4,5 мм

    - канал измерения уровня жидкости во вспомогательных емкостях

    -

    ±15 мм

    - канал измерения температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах

    -

    ±0,75 °С

    - канал измерения температуры других сред

    -

    ±3 °С

    * НКПРП - Нижний концентрационный предел распространения пламени

    Таблица 5 - Основные метрологические характеристики выходных измерительных каналов типа «4 - 20 мА униполярный»:

    Наименование характеристики

    Пределы допускаемой приведенной погрешности, % от диапазона измерений

    - канал цифро-аналогового преобразования силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА

    ±0,6


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель