Установка и функционирование мультипроцессорного комплекса "Атлас"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие положения

2. Автоматизация объектов нефтедобычи

3. Телемеханизация объектов нефтедобычи

4. Автоматизированный комплекс «АТЛАС»

4.1 Технические характеристики комплекса

4.1.1 Основные технические возможности ПУ

4.1.2 Технические характеристики контроллеров

4.2 Подготовка к установке

4.2.1 Подготовка программы компьютера

4.2.2 Подготовка ПУ

4.2.3 Подготовка КП

4.3 Подключение дискретных и аналоговых датчиков

4.4 Подключение связных линий

4.5 Включение и запуск контроллера

4.6 Обслуживание

4.7 Описание программы

Используемая литература



Введение

В настоящее время установлен единый подход к автоматизации нефтедобывающих предприятий. Он определяет объемы автоматизации и телемеханизации основного производства, что обеспечивает повышение производительности труда за счет внедрения малолюдной технологии. Необходимым условием разработки проектов является экономическое обоснование целесообразности автоматизации данного района или объекта нефтедобычи.

автоматизация телемеханизация нефтедобывающий атлас



1. Общие положения

Технические средства автоматизации и телемеханизации, включая первичные датчики и приборы, оборудование телемеханики, микропроцессорную технику, должны составлять основу технической базы автоматизированных систем управления технологическими процессами и производствами (АСУ ТП и АСУП) добычи нефти и соответствовать их основным требованиям.

Требования к выбору технических средств автоматизации и телемеханизации, автоматизированного оборудования при проектировании:

технические средства автоматизации и автоматизированное оборудование должны соответствовать требованиям государственных и отраслевых стандартов или технических условий, утвержденных и прошедших регистрацию в установленном порядке;

рекомендуется применять технические средства автоматизации и телемеханизации, базирующиеся на микропроцессорной технике;

необходимо повсеместно применять серийно выпускаемое оборудование, а в отдельных случаях допускается применение технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования, находящихся в стадиях разработки или промышленного освоения, при условии согласования их поставки с соответствующими органами;

технические средства сбора и передачи информации должны обеспечивать нормальное функционирование в работе по каналам связи, соответствующим общесоюзным нормам и учитывать возможность их стыковки с действующими системами телемеханики.

Применение импортных технических средств автоматизации и автоматизированного оборудования должно быть согласовано с соответствующими организациями Миннефтепрома.

Технические средства автоматизации и телемеханизации должны обеспечивать управление технологическими объектами нефтегазодобычи:

местное - непосредственно на технологическом объекте;

дистанционное - из помещения аппаратурного блока или операторной;

телемеханическое или в сетевом режиме - с верхнего уровня управления (диспетчерского пункта промысла или района);

Объем и порядок приема и передачи информации между уровнями управления производится по установленному регламенту в соответствии с РД 39-5-1075-84.



2. Автоматизация объектов нефтедобычи

Автоматизации подлежат:

Скважины, эксплуатируемые механизированным и фонтанным способом.

Скважины нагнетательные.

Индивидуальные и групповые установки для измерения дебита скважин.

Установки распределения газа для газлифтной эксплуатации скважин.

Путевые и устьевые нагреватели.

Блоки дозирования реагента.

При кустовом обустройстве - кусты скважин в составе:

скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных);

групповой установки для измерения дебита скважин (ГЗУ);

установки распределения газа (УРГ);

сепаратора газа высокого давления;

блока дозирования реагента;

водораспределительного блока (ВРБ) системы поддержания пластового давления;

путевого подогревателя;

трансформаторной подстанции.

Сепарационные установки.

Дожимные насосные станции (ДНС), включающие технологические линии в составе сепараторов, отстойников, насосных блоков, установок бригадного и промыслового учета нефти, газа и воды.

Кустовые насосные станции (КНС).

Водораспределительные блоки.

Водозаборные и водоподъемные сооружения.

Установки подготовки нефти, газа и воды.

Узлы коммерческого учета нефти.

Компрессорные станции.

Объекты системы электроснабжения (подстанции 110/35/6 кВ), находящиеся на балансе нефтегазодобывающего предприятия.

Примечание. Перечень объектов может быть расширен в зависимости от конкретных условий обустройства и эксплуатации нефтяного месторождения.

Объемы автоматизации. Технические средства автоматизации должны обеспечивать:

работу технологических объектов в автономном режиме, режиме управления с верхнего уровня;

местный и дистанционный контроль основных параметров технологических процессов и состояния объектов;

сигнализацию несанкционированного доступа в помещения аппаратурных блоков и контрольно-измерительных приборов на промыслах;

поддержание заданного технологического режима и возможность оптимизации процессов;

возможность эксплуатации технологического оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

автоматическое восстановление технологического процесса средствами автоматизации после возобновления подачи электроэнергии;

функции защиты от аварийных режимов эксплуатации.

Технические средства, реализованные на базе микропроцессорной техники и рассчитанные для работы в промысловых условиях при наличии необходимого набора датчиков, кроме функций, должны обеспечивать:

диагностику состояния оборудования;

прогнозирование и локализацию аварийных ситуаций;

оптимизацию работы технологического оборудования и процессов.

Объем автоматизации эксплуатационных скважин

Измерение дебита скважин обеспечивается автоматизированными замерными установками.

Измерение буферного и затрубного давления производится по месту.

Скважины с установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

местное и телемеханическое управление;

контроль сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель";

контроль состояния УЭЦН ("работает", "не работает");

контроль подачи жидкости;

защиту электродвигателя от перегрузок и коротких замыканий, от несимметричных включений электродвигателя, недопустимого снижения сопротивления изоляции системы "кабельная линия - погружной электродвигатель", изменения напряжения в питающей сети;

защиту УЭЦН и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;

защиту УЭЦН от недопустимого понижения давления на приеме насоса и повышения температуры погружного двигателя;

индивидуальный самозапуск УЭЦН при перерывах в электроснабжении;

телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы установки;

отключение УЭЦН при срыве подачи и повторное включение;

измерение потребления электрической энергии в составе оборудования, малогабаритной комплектной трансформаторной подстанции для куста скважин.

Скважины с установками штанговых глубинных насосов должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

местное и телемеханическое управление;

периодическую откачку жидкости скважины по местной программе;

индивидуальный самозапуск установки при перерывах в электроснабжении;

телесигнализацию об остановке.

защиту установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления на устье скважины;

защиту установки от недопустимого повышения и понижения нагрузок на балансир;

защиту электротехническую (от перегрузок, коротких замыканий и несимметричных включений, изменения напряжения);

контроль состояния установки ("работает", "не работает");

измерение потребления электрической энергии в составе куста скважин;

диагностику состояния установки.

Примечание. Диагностика состояния производится динамометрированием или другими методами. При этом для районов с интенсивным износом глубинного оборудования из-за выноса песка с забоя скважины, либо по другим причинам (районы Азербайджана, Туркмении и др.) рекомендуется применять телединамометрирование, телединамометрирование также рекомендуется применять при кустовом обустройстве месторождений. В остальных районах - диагностирование производится периодически при помощи переносных динамографов или другой аппаратуры.

Скважины с газлифтным способом эксплуатации должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

контроль буферного и рабочего давления;

измерение и регулирование режима работы скважины (на уровне установки распределения газа).

Фонтанные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

контроль давления на устье скважины, затрубном пространстве и в выкидной линии;

регулирование расхода и давления в выкидной линии скважины (быстросменный штуцер).

Примечание. Оснащение средствами автоматизации фонтанных скважин рассматривается в каждом конкретном случае в зависимости от требований эксплуатации и безопасности работы.

Нагнетательные скважины должны оснащаться средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими:

контроль давления на устье скважины и в затрубном пространстве;

местное и телеизмерение расхода, регулирование количества закачиваемой жидкости по каждой скважине; (на уровне ВРБ).

Автоматизированная групповая установка для измерения дебита скважин должна обеспечивать:

местное и телеизмерение дебита скважин по нефти, воде и газу;

контроль давления в общем коллекторе ГЗУ;

телесигнализацию предельных значений давления в общем коллекторе и в газосепараторе;

местное и дистанционное управление работой ГЗУ.

Примечание. Для месторождений с высокой обводненностью продукции скважин или находящихся на поздней стадии разработки, разрешается производить на ГЗУ измерение только дебита по жидкости (например для ряда месторождений Туркмении, Узбекистана, Гурьевской области и т.д.).

Установка распределения газа для газлифтной эксплуатации. Технические средства автоматизации УРГ должны обеспечивать:

регулирование расхода или давления газа по скважинам;

телеизмерение суммарного расхода газа, приведенного к нормальным условиям в целом по установке и по каждой скважине;

контроль давления газа в общем коллекторе и по каждой скважине;

телесигнализацию об отклонении давления и общей неисправности работы установки;

контроль входной отсекающей задвижкой;

автоматическое управление и защиту блока реагентного хозяйства;

управление системами отопления и вентиляции;

контроль загазованности помещения.

Путевые подогреватели нефти. Технические средства автоматизации путевых подогревателей нефти должны обеспечивать:

местный автоматический контроль, регулирование и защиту нагревателей;

телеизмерение температуры, давления и телесигнализацию их предельных значений.

Блочная установка дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии

Технические средства автоматизации блочной установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии должны обеспечивать:

измерение количества закачиваемого реагента;

контроль состояния насосного агрегата ("работает", "не работает");

сигнализацию предельных значений температуры в реагентной емкости;

сигнализацию и отключение двигателя насоса по нижнему уровню жидкости в емкости.

Сепарационная установка. Технические средства автоматизации сепарационной установки должны обеспечивать:

местный контроль давления и уровня жидкости в аппаратах, для трехфазных сепараторов - также уровня раздела фаз;

автоматическое регулирование давления газа и уровня жидкости;

телеизмерение производительности по жидкости и газу;

сигнализацию предельно-допустимых значений давления и уровня;

защиту технологического оборудования при нарушениях технологического режима;

учет и регулирование сброса пластовой воды при наличии предварительного сброса воды;

дистанционное автоматическое зажигание факела, сигнализацию погасания факела и предельного уровня конденсата.

Дожимная насосная станция. Технические средства автоматизации ДНС в дополнение к требованиям должны обеспечивать:

телеизмерение количества нефти, газа и воды по каждой технологической линии на бригаду с последующим суммированием по ДНС в целом и давления в общем коллекторе;

телесигнализацию предельных значений давления на выкиде станции и состояния насосов;

местное и дистанционное управление насосами;

защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;

самозапуск электроприводов насосов после перерывов в электроснабжении;

автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;

телеизмерение потребления электрической энергии;

автоматический отбор проб;

защиту технологического оборудования, сооружений и окружающей среды при нарушении технологического режима.

Кустовые насосные станции. Технические средства автоматизации КНС должны обеспечивать:

местное и дистанционное управление, контроль состояния и защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;

местное и телеизмерение количества воды по каждому агрегату или напорным коллекторам в целом;

телеизмерение и местный контроль давления на приеме и выкиде насосов;

автоматическое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего;

телесигнализацию об остановке и экстремальных отклонениях параметров работы станции;

измерение потребляемой электроэнергии по каждому насосному агрегату;

защиту оборудования, сооружений и окружающей среды при отклонениях технологического режима.

Водораспределительные блоки. Технические средства автоматизации ВРБ должны обеспечивать:

местное и телеизмерение количества закачиваемой воды по отходящим водоводам;

местный контроль и телесигнализацию снижения давления на приемном коллекторе и по отходящим водоводам.

Водозаборные и водоподъемные сооружения

Технические средства автоматизации водозаборных и водоподъемных сооружений должны обеспечивать:

местное и дистанционное управление, регулирование технологических параметров и защиту основных и вспомогательных агрегатов;

измерение количества воды, подаваемой из отдельных источников и насосной станции в целом;

местный контроль и измерение давления на приеме и выкиде насосов;

измерение потребляемой электроэнергии по агрегатам и в целом по станциям.

Установки подготовки нефти, газа и воды, насосные внутренней и внешней перекачки, резервуарные парки. Технические средства автоматизации установок должны обеспечивать:

контроль и регулирование технологического процесса;

защиту основных и вспомогательных агрегатов и систем;

дистанционный контроль и регистрацию текущих значений основных параметров технологического процесса и состояния технологического оборудования и управляющих механизмов;

измерение и регистрацию расходов нефти, газа и воды на технологических потоках;

измерение потребления электрической энергии, включая энергию на перекачку нефти до приемных резервуаров, управления магистральных нефтепроводов.

Конкретный объем автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды определен РД 39-5-591-81.

Узлы коммерческого учета нефти. Технические средства автоматизации коммерческих узлов учета нефти должны обеспечивать:

местное и телеизмерение количества нефти в единицах массы брутто (измерение объема и плотности);

автоматический отбор проб;

автоматическое регулирование давления (расхода);

местное и дистанционное управление технологическим оборудованием;

сигнализацию предельных значений расходов нефти, давления и температуры в выходном коллекторе, а также сигнализацию наличия свободного газа в нефти и сигнализацию о загрязненности фильтров.

Примечание. 1. Измерение содержания воды, соли, серы, мехпримесей в нефти производить в лабораториях методом экспресс-анализа.

Поверочные средства для аттестации и поверки коммерческих узлов учета нефти рекомендуются стационарные. Конкретный объем автоматизации узлов учета нефти должен соответствовать РД 39-5-770-82.

Комплекс технических средств автоматизации компрессорных станций состоит из технических средств автоматизации газокомпрессорных агрегатов и технических средств автоматизации общестанционных установок.

Технические средства автоматизации газокомпрессорных агрегатов должны поставляться комплектно с агрегатами и обеспечивать в полном объеме защиту, контроль и управление их работой.

Объем автоматизации и управления определяется в каждом конкретном случае отдельно, в соответствии с действующими правилами.

Объекты системы электроснабжения. Технические средства автоматизации объектов электроснабжения должны обеспечивать:

телеизмерение нагрузки по фидерам;

релейную защиту и автоматизацию подстанций и распределительных устройств в соответствии с действующими " Правилами устройства электроустановок" и "Правилами технической эксплуатации";

местное и телеизмерение потреблений активной и реактивной электроэнергии на вводах от энергосистемы на подстанции 110/35/6 кВ;

местное и телеизмерение потреблений электроэнергии на отходящих линиях нефтепромысловых потребителей;

телесигнализацию положения коммутационного аппарата;

местную и телесигнализацию аварийных ситуаций.



3. Телемеханизация объектов нефтедобычи

Телемеханизации подлежат следующие нефтепромысловые объекты:

все эксплуатационные скважины при кустовом обустройстве месторождения, а в других случаях - при наличии технико-экономического обоснования;

автоматизированные групповые и индивидуальные установки по замеру дебита скважин;

установки для распределения газа при газлифтной эксплуатации;

путевые и устьевые нагреватели;

установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии;

сепарационные установки;

дожимные насосные станции;

кустовые насосные станции;

водораспределительные блоки;

узлы коммерческого учета нефти;

компрессорные станции;

объекты энергоснабжения.

Общие требования

Для телемеханизации технологических объектов цехов нефтегазодобывающего производства должны применяться технические средства сбора, передачи и обработки информации, предназначенные, в основном, для:

обеспечения производственных служб цеха информацией о ходе технологического процесса;

оперативного изменения режимов работы технологических объектов в автоматическом режиме с помощью систем управления;

формирования информации для передачи ее в систему обработки данных предприятия.

В целях телемеханизации следует применять сопрягаемый комплекс технических средств сбора, передачи и обработки информации для комплекса добычи, поддержания пластового давления и энергоснабжения промыслов с отображением информации на районный диспетчерский пункт. Допускается применение индивидуальных телемеханических устройств для цехов со сложившейся структурой управления.

Диспетчерский пункт промысла, должен, как правило, размещаться в здании аппарата управления цеха добычи нефти и газа или на его территории.

Система сбора, обработки и передачи информации на уровне районного диспетчерского пункта должна обеспечивать возможность решения задач контроля и управления технологией добычи нефти и газа, поддержания пластового давления и энергоснабжения нефтепромысловых объектов, формирования и обмена информацией с уровнем управления предприятием в объеме, определенном условиями функционирования АСУТП.

Телесигнализация о текущем состоянии объектов и возникновении аварийных ситуаций, а также о несанкционированном доступе в станции управления и помещения контрольно-измерительных приборов на промыслах, должна поступать от всех телемеханизированных объектов: добычи и сбора нефти и газа; поддержания пластового давления; подготовки и сдачи нефти, газа и воды; энергоснабжения и компрессорных станций соответствующим диспетчерским и технологическим службам, а также АСУ ТП.

Примечание. Конкретно объемы телемеханизации должны соответствовать предусмотренным в разделе объемам телеизмерения, телесигнализации и телеуправления с учетом требований и объемов, проектируемых на этой базе АСУ ТП.

4. Автоматизированный комплекс «АТЛАС»

Мультипроцессорный комплекс «АТЛАС» предназначен для автоматизации процессов добычи нефти, передачи информации на пункт управления, управления и регулирования работой механизмов на ГЗУ - групповая замерная установка, ДНС - дожимная насосная станция, КНС - кустовая насосная станция, электроподстанций и скважин оборудованных СКН - станок-качалка нефтедобывающий, ЭЦН - электроцентробежный насос, так и нагнетательных в системе ППД. (Шурфы, УЭЦП и т.д.), ТП -товарные парки.

Комплекс способен работать как по физическим 2-х проводным линиям связи без дополнительных согласующих устройств- модемов так и по радиоканалам в качестве которых могут быть использованы как аналоговые так и цифровые радиостанции любого производителя.

Контроллеры применяются в составе системы управления, состоящей из следующих составных частей:

- IВМ РС совместимого компьютера с интерфейсным модулем, расположенного на пункте управления (далее ПУ),

- контроллеров контролируемых пунктов (далее КП), устанавливаемых на различных объектах нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих предприятий,

- первичных измерительных преобразователей параметров (датчиков).

Применение контроллеров на объектах.

ГЗУ: (при наличии соответствующих датчиков)

Замер дебита

1. Измерение технологических параметров: давление, температура, ток, напряжение и т.д.

2. Переключение ПСМ

3. Измерение расхода газа

4. Измерение влажности

5. Подачи нефти со скважин.

6. Вызов оператора и т.д.

ДНС: (при наличии соответствующих датчиков)

1. Управление откачкой (автоматизация качки без вторичной аппаратуры)

2. Контроль работы ДНС по всем заданным параметрам

3. Вызов оператора и т.д.

КНС:

1. Контроль всех технологических параметров

2. Управление (пуск, стоп)

3. Учет расхода по водоводам

4. Вызов оператора и т.д.

Подстанции:

(при установке в каждой ячейке КРУ по 1 контроллеру -"ведомые") с 1 радиомодемом - "ведущим" на одну или группу подстанций)

1. Контроль всех технологических параметров

2. Управление (включение, отключение)

3. Учет расхода по фидерам

4. Вызов оператора и т.д.

ТП: (Товарные парки)

1. Уровень в резервуарах (КОР-ВОЛ и т.д.)

2. Управление регуляторами межфазного уровня «SELTIK» и т.п.

СКН: Рассмотрим подробнее.

Вместо электроники типа БУЗ, СУЗ, и т.п. достаточно одного контроллера и обеспечивается:

1. Управление скважиной - пуск через заданное время (параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок), после подачи питания (режим самозапуска).

2. Контроль по токам (Параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок).

3. Пуск-Стоп

4. Контроль давления (Параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок)

5. Обрыва штанг. (Параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок)

6. Прихват (Параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок).

И т д. по алгоритму заказчика.

4.1 Технические характеристики комплекса

· ПУ - пульт управления -состоит из ЭВМ любой модификации начиная от 386 процессора до РЕNTIUM-3 интерфейса и при наличии радиоканала «РАДИО-МОДЕМ»;

· КП - контролируемый пункт в зависимости от функциональных задач может иметь контроллер (на базе микропроцессора РIС) Типа «АТЛАС 6М», «АТЛАС -7» , а при наличии радиоканала «радио-модем»;

· Климатическое исполнение - IР54;

· Режим работы непрерывный с неограниченной продолжительностью;

· Наработка на отказ

· Срок эксплуатации

· Питание промышленная сеть 220В +10,-15%; 50Гц;

· Интерфейс RS232

· Программное обеспечение разработки ООО «Электрон-Плюс» под управлением DOS или WINDOWS, или любое другое, но с драйверами разработки ООО «Электрон-Плюс», как дня СИ ++ так и DELFI.



4.1.1 Основные технические возможности ПУ

· Интерфейс ПУ имеет 9 независимых каналов работающих, либо параллельно, либо последовательно начиная с 1 -го на скорости 150-300 бит\сек

· Число контроллеров на канале до 27 шт.

· Дальность до 45 км (зависит от количества контроллеров, но не менее 22 км. при полной загрузке.

Примечание: Дальность может быть практически любой при применении трансляторов. Одна ступень обеспечивает по дальности возможность интерфейса.

· Количество радио - каналов до 9 (9 независимых частотных каналов).

· Количество «РАДИО-МОДЕМОВ »на 1 канал -255 шт.

· Канал РД имеет 2 протокола обмена:

- в режиме радиоудлинителя,

- в режиме радиообмена со скоростью до 4800 бит/с методом ретрансляции до 3 и более до 127 объектов.

· Каналы передачи и приема могут быть раздельными. Для управления переключением режимов предусмотрено реле с переключающим контактом для симплексного режима.

· Число контроллеров на 1 «РАДИО-МОДЕМ » -до 27 шт.

· Частота на канале от 136,хххх Мгц до 174,хххх с любым шагом.

· Скорость обмена по радио от 1200 до 4800 бит / сек.

· Метод защиты - контрольная сумма.

4.1.2 Технические характеристики контроллеров

Контроллеры размещаются в пластмассовых и металлических корпусах и по степени защиты от проникновения пыли, твердых частиц и влаги соответствуют классу IР20 по ГОСТ 14254;

· Диапазон рабочих температур -50° С до +50° С;

· Верхнее значение относительной влажности не менее 95% при температуре 35°С без конденсации влаги,

· Атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.

· По устойчивости к воздействию внешних климатических условий контроллер соответствует группе исполнения С4 по ГОСТ 12997.

· По устойчивости и прочности к воздействию при эксплуатации внешних механических нагрузок контроллер соответствует группе исполнения LЗ по ГОСТ 12997.

· Контролеры при отключении напряжения питания сохраняют
измеренную информацию в течение не менее 500 часов, а в режиме SLIP - до 180 суток при установленном аккумуляторе.

· Контроллеры имеют 5 видов канала измерения и управления:

· телеизмерение интегральных значений параметров (далее канал ТИИ), входной сигнал - импульсы ТТЛ уровня частотой от 20 до 50 Гц или типа сухой контакт;

- погрешность счета +- 0,5 входных импульсов;

- емкость интегратора - 65536 импульсов.

· телеизмерение текущих значений параметров (далее канал ТИТ),

- входные сигналы - аналоговые сигналы 0-5 мА, 4-20 мА, 0-20 мА с параметрами по ГОСТ 26.011 напряжением 0-5 В.

- приведенная погрешность преобразования входного сигнала от 0,01% до 4% от верхнего предела диапазона измерения. Значение погрешности устанавливается аппаратно-программным способом при подготовке контроллеров к работе на заводе-изготовителе

· телесигнализация (далее канал ТС),

- входной сигнал - постоянное напряжение ТТЛ уровня.

· телеуправления (далее канал ТУ),

- выходной сигнал - напряжение постоянного тока амплитудой 18-24 В, сила тока до 100 мА

· радиоканал

- амплитуда входного сигнала не менее 3 В,

- амплитуда выходного сигнала от 0 до 24 В,

- скорость обмена не более 4800 бит/ с в симплексном режиме, и зависит от типа применяемой радиостанции

- время переключения с режима приема на режим передачи и наоборот задается программным способом как на ПУ, так и на КП

- частота радиосигнала 136-174 МГц.

· Входы контроллеров имеют оптронную развязку.

· Входы и выходы.

В зависимости от выполнения функций контроллеры имеют следующее количество каналов.

Таблица 1

Модификация	Виды каналов
	вход	вход	вход	выход	управление
	ТИИ	ТИТ	ТС	ТУ	РД
	Количество каналов
АТЛАС-5	8	2	8	2	да
АТЛАС- 5М	8	-	16	2	да
АТЛАС- 6	24	-	24	4	да
АТЛАС-6М	8	3	24	2	да
АТЛАС- 7	-	24	-	-	да

4.2 Подготовка к установке

4.2.1 Подготовка программы компьютера:

1. Создаем директорий, например "ТЕLЕМЕХ"

2. Открываем его.

3. С диска А или В копируем файлы программы.

Запускаем резидентную часть, затем оболочку (см. Описание программы)

Далее описываем названия ТС,ТУ,ТИИ,ТИТ единицы измерения и т.д.

в окне «Конфигурация» увязываем с параметрами КП согласно описание (см.Описание программы).

Система рассчитана на автоматический пуск и ввод объектов после отключения питания как на ПУ так и на КП. Для пуска ПУ в «autoexec.bat» описывается маршрут.

4.2.2 Подготовка ПУ

Пункт управления имеет в составе любой компьютер семейства IВМ, интерфейс связи с объектами на 9 направлениях.

Интерфейс ПУ (ИПУ) подключается к компьютеру (порт СОМ1) соединительным кабелем (Приложение1), при выключенном питании компьютера и ИПУ (распайка кабеля см. Приложение З эл. пр. схема ИПУ или согласно цоколевки на корпусе интерфейса 9 РIN-новым разъемом) .

Необходимое направление ИПУ подключается к линии, припаиванием последней к соответствующим контактам ИПУ (цоколевку ИПУ см. Приложении2).

Вилка шнура подключается на 220 В.

В зависимости от ТУ заказчика к линии подключаются или радиомодем (непосредственно на ПУ), или контроллеры на соответствующих объектах (см. Приложение 1). Возможно и смешанное подключение к линии (Приложение 1).

4.2.3 Подготовка КП

После транспортировки к месту эксплуатации при отрицательной температуре окружающего воздуха и внесения его в помещение с положительной температурой следует во избежание конденсации влаги выдержать прибор в упаковке в течение не менее 4-х часов.

При распаковке следует убедиться в том, что комплектность соответствует данным, указанным в паспорте, а также в отсутствии внешних дефектов.

К работе с контроллером допускается обслуживающий персонал, ознакомленный с эксплуатационной документацией на контроллер.

К работе с контроллером допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности при работе с электроустановками с напряжением до 1000 В и ознакомленные с эксплуатационной документацией.

Подключение контроллеров к линии, источнику питания переменного напряжения, к первичным измерительным преобразователям и исполнительным механизмам осуществляется через разъем РПЗ-30(цоколевка согласно соответствующей схеме в Приложении 3).

В удобном месте объекта (ГЗУ, ДНС, Подстанции, КНС, Скважины) устанавливается контроллер и подключается на соответствующие сигнальные провода.

220 В подается через предохранитель силового блока, тумблер силового блока 220 В и корпус, (фаза-ноль) на соответствующие контакты разъема КП (для Атлас 6М АО, СО верхнего разъема).

В1,В2 подключается линия связи, причем у клемника линии связи монтируется устройство грозозащиты (в нашем случае 4 устройства подключаются следующим образом: на вход подключаются жилы кабеля, а на выход контроллер В1,В2 и 5-ый провод корпусной. Что касается 6-ти других устройств то провода Л 1,Л2 подключаются на любую жилу кабеля, а провод «земля» на корпус.)

А9, В7, С7, А8 подаются провода с ПСМ, причем 5-й провод ПСМ-общий для кодировки желательно изолировать от корпуса и подключить к ВО разъема, (такое подключение эффективно для защиты входных оптронов контроллера от грозовых перенапряжений через технологию). Конечно можно и оставить традиционно сложившуюся в системах ТМ-620 схему по которой корпус ПСМ использован как 5-ый провод, однако если плохо выполнен контур заземления вокруг технологии и КИП помещения без увязки в 2-х местах (согласно СНИП) и надежного заземления наблюдается выход из строя входных элементов КП. Для исключения всевозможных наводок в НГДУ «Лениногорскнефть» на всех ГЗУ смонтировано 6 реле отдельно от КП или контроллера, 4 на кодировку, 1 на переключении ПСМ , 1 на вызов оператора причем питаются все реле от отдельного источника питания 24В. В контроллере предусмотрено питание реле телеуправления током не более 100 мА и подключается следующим образом:

А1 снимается +24В на оба реле телеуправления;

С1 на реле переключения гидропривода;

ВI на реле вызова оператора;

ПСМ переключается от реле смонтированного за пределами КП (например в силовом блоке рядом с МП). Это эффективно защищает электродвигатель гидропривода от сгорания в случае пробоя выходного транзистора контроллера, а. блок-контакт обеспечивает длительность работы привода, определяемой емкостью конденсатора, независимо от действий процессора.

ВО, В8 на эти входа подается сигнал от ТОР с контакта искробезопасного блока (конечно, вы можете снять сигнал и с контакта геркона ТОР, но это делать по правилам техники безопасности категорически запрещается, т.к наш контроллер по взрывозащите не имеет искробезопасных цепей.).

4.3 Подключение дискретных и аналоговых датчиков

При необходимости контроля дополнительных устройств, а именно:

· Хозрасчетные счетчики воды, нефти и другие их можно включить на дополнительные входы С8,С7,С6 по отношению к СО, при этом на верхнем уровне (в компьютере ПУ-пункта управления в окне «Коэффициенты замеров» описываются соответствующие коэффициенты и часы - во сколько выводить-12 раз в сутки их информацию независимо от программы замера дебита ГЗУ). На эти же входа можно включить и датчик ТС, если это необходимо, например охрана ГЗУ, превышение солей и т.д. и т.п.

· Мех фонд или ТС можно контролировать через остальные входа по отношению к общему ВО (Атлас 6М).

Примечание:

· На входы контроллера можно подавать сигналы «О» ТТЛ -уровня или подключать сухие контакты устройств по отношению к ВО. От ПСМ должен идти «О» от кодовой маски, если этого нет то перевернуть на 180 градусов диоды маски.

· Контроллер особой наладки не требует и при правильном подключении работает сразу.

· На ДНС вместо N скважины подключаются ТС или ТИИ датчики. Всего можно включить до 24 счетчиков ТИИ по каждому индивидуально

· На ПУ можно задать соответствующий коэффициент, если вход использован ТС то коэффициент задается нулевой и это является признаком ТС.

Кроме этого при наличии датчиков динамографирования выполняется постоянный контроль по динамограмме, а именно:

· Срыв подачи (параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок)

· Обрыв штанг (параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок)

· Прихват (параметры задаются дистанционно по радио при наличии радио-модема или по умолчанию согласно установок)

· Производится динамографирование 1 раз в сутки автоматически с накоплением динамограмм до 40 суток.

Дебит подсчитывается по динамограмме с точностью счетчика СКЖ. Автоматически или по запросу динамограмма может передаваться при желании в любое время. Контроллер позволяет выводить на ПУ, по запросу оператора ,за определенный день, (дата и месяц) по РАДИО в течении 3 сек без ретрансляции 1 динамограмму и 5 сек через 2 транслятора. Контроллер позволяет выводить на ПУ, по запросу оператора, текущую динамограмму, но через 40 сек после запроса.

Скважина оборудованная контроллером, радио-модемом, датчиком усилия и датчиком положения ,а также модулем частотного регулирования фирмы «SIMENS» может управляться в интеллектуальном и энергосберегающем режиме.

4.4 Подключение связных линий

При подключении контроллера к Л.С необходимо проследить тестером (авометр) полярность приходящего сигнала : «-» приходит на В1 , а «+» на В2 (номера выводов для «АТЛАС6М»).

КП испытаны при 16 КП на расстоянии примерно 60-70 км в НГДУ «Бугурусланнефть». где 1-ые образцы КП не имели резистора R-32, а R33=8,2к R34=2,2к

При этом возникала проблема согласования с линией связи. С этой целью на середине участка устанавливался резистор 1 к. (можно было поставить два резистора 1 к на конце, а другой в начале линии). Но такое решение было не удобным на наш взгляд и поэтому было принято решение установить этот резистор на каждом КП по 8,2 к (R-32). Конечно такое решение ограничивает систему по дальности и в этом случае необходимо поступить как в Бугуруслане: для этого поднять R-32 (или один вывод откусить бокорезами) на всех КП или заменить 8,2к из расчета I к суммарного эквивалента при параллельном соединении. Второй способ увеличить дальность это заменить R -34 2,2к на большее или заменить на стабилитрон КС 147а. (Из опыта: при номинале R 34 = 2,2к выхода оптрона (если есть тиратронная защита) от грозы за 2 года не наблюдалось. Расчеты и опыт показывают что умело манипулируя R 32 и R 32 и R 34 можно согласовать любой промысел без проблем.

Однако мы не рекомендуем торопиться менять резисторы. Дело в том, что все то что установлено в КП нами обосновано и можно повысить дальность и по другому:

1. Увеличить емкость линейного напряжения КП 33 в с 22 мкф до 100 ...200 мкф. (чем больше тем лучше, но габариты КП не позволят поставить более 500 мкф на 50 в).

2. Увеличить емкость в интерфейсе ПУ в фильтре Линейного напряжения 33 в до 1000 мкф;

3 . Увеличить мощность трансформатора интерфейса ПУ;

4. Если и это исчерпано, то как было сказано выше.

Почему мы так поступили !? Во первых габариты, во вторых это лучше чем у ТМ-620, а ведь наши КП и система качественно отличаются от нее и других систем с видео-импульсным вариантом обмена и 15 КП любого НГДУ, любого направления заменяется без дополнительной наладки. Кроме того обратим внимание если кабель очень хороший нужно жилы шунтировать R =1к и поэтому система не критична к качеству изоляции между жилами.

4.5 Включение и запуск контроллера

После установки контроллера КП на объект согласно п. З.З, необходимо включить питание контроллера. На ПУ необходимо выбрать соответствующий номер КП (в режиме опроса ТС - для проверки). Если обмен производится по радио, то так же необходимо указать номера ретрансляторов через которые производится обмен, после этого должен производится обмен информацией между ПУ и КП (можно услышать характерное пощелкивание реле Л.С.). На ПУ будет отображаться состояние входов КП. Если обмен осуществляется стабильно, то можно переходить в автономный режим работы (задавать необходимые установки и время опроса). Если нет обмена, то необходимо проверить тестером наличие сигнала в линии, сигнала нет убедиться в исправности кабеля. Сигнал имеется, то вероятность неправильного подключения к линии (поменять местами провода подключения к линии), неправильного выбора номера КП или ретрансляторов. При использовании КП с внешнем номером (номер КП задается замыканием соответствующих ТС) убедиться в соответствии номера подключенным к КП и номером на ПУ. Ответа нет, смотри раздел 7 (Обслуживание).

4.6 Обслуживание

4.6.1 Метод поиска неисправностей КП

· Проверить изделие на наличие механических, химических или иных повреждений (состояние разъема, целостности шнура питания, убедиться в правильной подаче питающего напряжения на разъем) .

· Произвести осмотр печатной платы на наличие дефектов печатных проводников .

· Целостность радиодеталей (особенно, вертикально стоящие резисторы могут быть сломаны у основания).

· При включении питания проверить изделие на присутствие запаха дыма.

· Проверить температурный режим выпрямительных блоков диодов КЦ 407А; М/сх стабилизаторов 78L05, К142ЕН8Б и др. если таковые имеются; транзисторов; резисторов и конденсаторов блоков питания.

Температурный режим считается нормальным если при проверке деталь теплая и рука не одергивается, в противном случае изделие выключается и производится осмотр детали и печатных проводников, идущих к детали, на наличие замыкания, если такового не имеется, то заменить поврежденную деталь.

Повышенный температурный режим бывает у блоков диодов, М/сх стабилизаторов, резисторов в блоках питания, резисторов питания входных оптронов ТС при наличии на входах сигналов ТС.

· При включенном изделии попробовать пошатать радиоэлементы: транзисторы, конденсаторы (электролитические) в блоках питания, кварц на наличие повреждения или дефекта пайки.

· Проверить согласно схемы конкретного изделия наличие питающих напряжений:

· на МК нормально 4-7В;

· в линейной части 24 - 33 В;

· питание оптронов ТС 11 - 15 В;

· в схемах ТУ 24 - 30 В.

У ИПУ также проверяются напряжения:

· включение реле 24 - 30 В;

· подаваемое в линию 24 - 33 В;

· питание М/сх счетчика-дешифратора и оптрона развязки управления счетчика-дешифратора 10 - 12 В.

При отсутствии питания проверить наличие сетевого питания и сам блок питания с трансформатором.

· При неработающем КП убедится в соответствии номера КП (микроконтроллер) и под каким номером к нему обращаются.

· Правильно ли выбранно направление на котором стоит КПи параметры опроса. Проверить визуально идет ли команда с ПУ в линию и по какому направлению, по светодиодам на ИПУ.

· Убедится в исправности ИПУ проверкой заведомо исправного КП.

· Убедится в исправности МК заменой заведомо исправным МК и последующим опросом.

· При локальных неисправностях (нет опроса какого-либо ТС, ТИТ, ТИИ не выполняется ТУ) убедится в исправности датчиков формирования сигналов ТС,ТИТ,ТИИ и реле включения силовых цепей для ТУ. При исправности датчиков необходимо проверить цепь поступления сигнала на вход КП (проверить разъем и жгут).

· Проверить наличие питания и сигналов МК:

· ножки 14,4 - +5В относительно GND (общий) 5-я ножка (см.соотв.пр.сх.);

· на ножке 3 (должно присутствовать +5В) при просмотре осцилографом наблюдается последовательность импульсов отрицательной полярности (команда с ПУ). Фронт импульсов должен быть крутым, при пологом фронте КП не работает ,необходимо заменить входной оптрон АОТ127А;

· на ножках вывода информации с МК, вкл. релеЛ.С., вкл.ТУ (см.соотв.пр.сх.)активным является сигнал высокого уровня 2,5 - 4,5 В;

· на ножки задействованные под ТИТ поступает сигнал аналоговой формы 0-5В;

· сигналы ТИИ, ТС поступают через входные оптроны на ножки МК, активный уровень низкий, т.е. на ножках МК в свободном состоянии (ТС не вкл.) около 3 В.

4.6.2 Последовательность наладки контроллера

4.6.2.1 Входная и линейная части

· Проверить соответствие номера МК и номера котроллера под которым происходит опрос. Убедиться в исправности МК (заменой на заведомо исправный).

· Проверить (осцилографом или стрелочным тестером (предел 5В)) наличие команды поступающей с ПУ на З-ю ножку МК относительно 5-й, если сигнал отсутствует проверить контакты разъема, целостность и правильность распайки жгута, заменить входной оптрон АОТ127А, при искажении сигнала также заменить входной оптрон (см.п.7.1.10.).

· Проверить питающие напряжения (см.п.7.1.7.).

· Проверить (осцилографом или стрелочным тестером (предел 5В)) наличие ответа МК (ножки выв.инф. и акл.релеЛ.С. (см .табл.2)) при отсутствии этих сигналов проверить схему подключения кварца.

· Проверить поступление сигналов (выв.инф. и вкл.релеЛ.С.) на развязывающий оптрон (см.соотв.пр.сх.).

· Проверить выход сигналов (выв.инф. и вкл.релеЛ.С.) с оптрона(положительные импульсы порядка 8-12В относительно минуса питания линейной схемы) и поступления их на вход транзисторов (примерно 0,7-0,9В).

· Проверить присутствие питающего напряжения на обмотке реле и срабатывания транзисторов (выв.инф. и вкл. реле Л.С.)

4.6.2.2 Схема ТС

· Проверить наличие сигналов ТС замыканием всех входов ТС КП на минус питания схемы ТС (общий ТС) (см. цоколевку на изделии) с помощью иммитатора объекта (схема ниже). При «плавании» какого-либо ТС проверить напряжение питания (см.п.7.1.7.). Заменить «плавающий» оптрон. При отсутствии какого-либо ТС проверить разъем, жгут, заменить оптрон. При отсутствии всех ТС проверить напряжение питания и общий провод (разьем,жгут).

· Проверить индивидуально каждый ТС на выявление замыкания ТС между собой и наличия неисправных оптронов.

Примечание: часто оптроны плавают при дефекте пайки конденсатора блока питания схемы ТС.

4.6.2.3 Схема ТУ

Проверить наличие сигнала высокого уровня на соответствующей ножке МК (см.табл.2) при подаче команды ТУ с ПУ. Проверить поступление сигнала ТУ на вход развязывающего оптрона.

· Проверить питающие напряжения (см.п.7.1.7.).

· Проверить выход сигналов ТУ с оптрона (положительные импульсы порядка 8-12В относительно минуса питания схемы ТУ) и поступления их на вход транзисторов (примерно 0,7-0,9В).

· Проверить сработку транзисторов ТУ, жгут и разъем. Примечание: цепь ТУ можно проверить без подачи команды ТУ, для этого на соответствующую ножку МК подать +5В и наблюдать сигнал на выходе. Работоспособность транзисторов можно проверить следующим образом: кратковременно замкнуть ножки выход оптрона ( иммитировать сработку оптрона) и наблюдать сигнал на выходе.

4.6.2.4. Схема ТИТ

Проверить разъем, жгут и дальнейшую цепь до соответствующих ножек МК. Проверить правильность подключения датчика (общий провод в сторону КП).

4.6.3 Описание принципиальных схем

Примечание: при описании схем контроллеров АТЛАС за основу принята схема контроллера АТЛАС 5, т.к. позиционные обозначения элементов в одинаковых функциональных узлах схем контроллеров различны.

4.6.3.1 Входная часть

Входная часть контроллеров ( АТЛАС 5 (5М, 6, 6М, 7)) одинакова.

Сигнал с ПУ поступает на ножки 1,2 входного оптрона VU5 (АОТ127А) через ограничивающие резисторы R 16- R 48. Для нормальной работы оптрона между ножками 5,6 включен резистор R 19 около 1 МОм. Ножка 5 общая с корпусом МК (ножка 5). Сигнал снимается с 4-й ножки оптрона и поступает на вх МК (ножка З) в отрицательной полярности, постоянный уровень +5В устанавливается через резистор R 15 (4,7 кОм) с блока питания +5В. На ножки 14,4 МК подается +5В, корпус (GND) подается на 5-ю ножку. МК тактируется от внешнего кварцевого резонатора ВQ1 (f4,000 МГц). подключенного параллельно ножкам 15,16 и так же через конденсаторы С7,С8 на корпус (GND).

4.6.3.2 Линейная часть

Линейная часть контроллеров (АТЛАС 5 (5М, 6, 6М, 7)) одинакова.

Сигналы выв.инф. и вкл.реле Л.С. снимаются с соответствующих ножек МК (см.табл.2) положительными импульсами (см.п.1.10.) и поступают на входные ножки (1- вкл. реле Л.С.,4-выв.инф.) развязывающего оптрона VU6 (АОТ101АС) через ограничивающие резисторы R28, R29 (470 Ом). Ножки 2,3 оптрона связаны с корпусом (GND), на ножки 6,7 оптрона поступает около 12В через делитель напряжения на резисторах R26, R32 (2 кОм) с блока питания линейной части.

С оптрона сигналы снимаются (8- вкл.релеЛ.С.,5-выв.инф.) и через ограничивающие резисторы R25, R27 (2 кОм) поступают на базы транзисторов. Транзисторы VТ1,VТ2 структуры п-р-п КТ503Г включены по схеме с общим эмиттером с резистором смещения R23, R24 (2 кОм) в цепи база-эмиттер. Нагрузкой транзистора (вкл.реле Л.С) VТ1 является реле КV1 (РЭС60,РЭС80), подключенное через ограничивающий резистор R21 (1 кОм) к коллектору транзистора. Параллельно реле включен диод VD1 (КД522) для обеспечения мягкой и продолжительной работы реле. Нагрузкой транзистора VТ2 (выв.инф.) служит линия связи в момент включения реле. Плюс питания линейной части подается на обмотку реле через ограничивающий резистор R22 (47 Ом), минус на эмиттеры транзисторов.

4.6.3.3 Схема ТУ

Сигналы ТУ снимаются с соответствующих ножек МК положительными импульсами (АТЛАС 5, 5М,), в схеме АТЛАС 6М сигналы ТУ снимаются с 4-й (ТУ2) и 5-й (ТУ 1) ножек дешифратора К155ИД4, в схеме АТЛАС 6 с этих же ножек снимаются с 4-й (ТУ4) и 5-й (ТУЗ),а сигналы ТУ 1 и ТУ2 снимаются с МК.

По принципу работы схемы ТУ (АТЛАС 5, 5М) аналогичны схеме вкл.релеЛ.С. линейной части, только отсутствует реле.

В схемах (АТЛАС 6, 6М) сигнал ТУ подается на 2-ю (ТУ 1,3) и 3-ю (ТУ2,4) ножки оптрона АОТ101АС, на 1-я и 4-ю ножки подается +5В через ограничивающий резистор (470 Ом). В остальном схемы идентичны.

Сигнал с дешифратора на оптрон подается высоким уровнем (уровень ТТЛ).

4.6.3.4 Схема ТС

Схемы ТС идентичны во всех контроллерах по исполнению, но по количеству ТС различны.

Схема ТС выполнена на оптронах VU1-VU4 (АОТ101АС), сигнал подается на ножки 2,3 оптронов через ограничивающие резисторы R1 -R4, R6, R7, R10, R11 путем замыкания соответствующего входа ТС на общий провод дл всех ТС (-12 В контакт разъема С0 для АТЛАС 5,5 М, 6М). На ножки 1,4 оптронов подается +12 В с блока питания. С коллекторов транзисторов оптронов ножки 6,7 сигнал (активный 0) подается на соответствующий вход МК на которых при отсутствии сигналов ТС устанавливается высокий уровень напряжения (2,4В-4,5В). МК обрабатывает ТС по тетрадам (по 4 ТС) поэтому соответствующие ножки МК включают в определенное время (активный 0) подключенные к ним оптроны ножки 5,8 .Одна ножка включения тетрад объединяет 2 оптрона (4 ТС, линейка).

Сигналы ТИ аналогичны ТС.

4.6.3.5 Схема ТИТ

Схема ТИТ включает в себя ограничивающий резистор R13. R14. Сигнал аналоговой формы поступает через эти резисторы на соответствующие входа МК.

4.6.3.6 Блок питания

Во всех схемах блок питания идентичен. Выполнен на трансформаторе напряжения с 4-я вторичными напряжениями. Напряжения выпрямляются блоком диодов КЦ407А с последующей фильтрацией электролитическим конденсатором (номиналы см. в спецификации). Для питания МК поставлен стабилизатор напряжения (+5В) 78L05.

В контроллерах используются напряжения:

+5В -питание МК;

+12В - питание схем ТС;

+24В - питание транзисторов схем ТУ и линейной части;

+ЗЗВ - для формирования ответа КП в линию.

4.6.4. Функциональное назначение выводов

PDIP, SOIC, CERDIP

А2/АIN2ШТ -	1 18|-А1/АIN1
АЗ/АINЗ/Vref-	|- АО/АINО
А4/RТСС -	!-ОSС1/CLKIN
/МСLR/Vрр-	|-OSC2/CLKOUT
Vss	PIC16C71 |Vddё
ВО/INT -	[-В7
В1	|-В6
В2	|-В5
ВЗ	|9 10|-В4
	т

Микроконтроллер имеет 2 порта: порт А шириной 5-бит и порт В шириной 8-бит. Все порты имеют индивидуальную побитовую настройку (программную) и могут работать как на ввод так и на вывод. Различие кристаллов PIC16C71 и РIC16F84 в отсутствии у последнего АЦП.

Таблица 2

№ ножки	Обозначение	Тип контроллера
		Атлас-5	Атлас-5м	Атлас-6	Атлас-6м ...

Подобные документы

• Автоматизированная система управления компрессорной установки

  Описание функционирования компрессорной установки комплекса гидроочистки моторного топлива. Общая характеристика комплекса. Проектирование системы автоматического управления, определение основных задач, аппаратная и программная реализация системы.
  
  дипломная работа [4,7 M], добавлен 08.05.2009
  

• Основы роботизированного производства

  Направления роботизации и автоматизации производства. Выбор основного оборудования. Выбор прототипа и составление списка требований. Проектирование элементов механической системы автоматизированного комплекса. Расчет валов на статистическую прочность.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 24.09.2013
  

• Системный анализ и оценка надежности лидарного комплекса по результатам испытаний на этапе отработки опытного образца

  Назначение, устройство и основной принцип функционирования лидарного комплекса. Биномиальная модель, дифференцированная по причинам отказов. Внешние факторы воздействия. Расчет экономического эффекта повышения надежности мобильного лидарного комплекса.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 23.04.2013
  

• Применение тоннелепроходческого механизированного комплекса "Херренкнехт" на ОАО "Мосметрострой"

  Сведения о механизации процессов горного производства. Назначение и область применения тоннелепроходческого механизированного комплекса. Расчет производительности, параметров горного оборудования. Соблюдение техники безопасности на ОАО "Мосметрострой".
  
  курсовая работа [977,3 K], добавлен 18.05.2012
  

• Система автоматизации технологического комплекса флотации

  Обоснование эффективности автоматизации технологического комплекса медной флотации как управляемого объекта. Математическое моделирование; выбор структуры управления и принципов контроля; аппаратурная реализация системы автоматизации, расчет надежности.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 12.02.2013
  

• Гидравлический разрыв пласта

  Российский комплекс гидравлического разрыва нефтяных и газовых пластов. Предназначение комплекса ГРП для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов и повышения эффективности их добычи. Технические характеристики и состав комплекса.
  
  презентация [8,0 M], добавлен 12.10.2015
  

• Выбор комплекса оборудования для проведения горных выработок

  Горно-геологические условия участка проходки выработок. Способ и технология проходки. Расчет производительности проходческо-очистного комплекса и параметров крепления камеры продольного перегруза. Выбор комплекса оборудования для проведения выработок.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 21.12.2015
  

• Разработка конструкции робототехнологического комплекса для снятия отливок с термопластоавтомата

  Функции и технические характеристики термопластоавтомата и робототехнологического комплекса, конструкция его манипулятора и блока захватов. Расчет привода механизмов вертикального и поперечного перемещения. Определение материальных затрат на производство.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.04.2012
  

• Сервис инженерных систем холодильного оборудования спортивно-ледового комплекса "Арктика" г. Кимры

  Конструкция холодильной установки НСТ 400-К: неисправности и методы их устранения. Разработка мероприятий по сервису холодильного оборудования и системы отопления. Технико-экономические показатели по установке и сервису холодильной установки НСТ 400-К.
  
  курсовая работа [513,4 K], добавлен 05.03.2014
  

• Проект монтажа рентгенодиагностического комплекса на три рабочих места

  Назначение медицинского рентгеновского оборудования. Проект рентгенкабинета; требования к установке рентгенодиагностического комплекса с томографической приставкой и усилителем рентгеновского изображения. Факторы опасности, средства радиационной защиты.
  
  дипломная работа [2,3 M], добавлен 02.04.2013
  

• Создание роботизированного технологического комплекса (РТК)

  Предназначение роботизированного комплекса для изготовления заданной детали методом механической обработки, штамповки или литья. Выбор технологического процесса изготовления детали. Выбор основного технологического оборудования, типа промышленного робота.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 25.10.2014
  

• Анализ производительности роботизированного технологического комплекса механообработки

  Анализ компоновочной схемы роботизированного технологического комплекса. Расчет геометрических и кинематических параметров. Построение циклограммы технологических средств производства. Особенность определения коэффициентов загрузки оборудования.
  
  курсовая работа [761,2 K], добавлен 23.12.2021
  

• Монтаж опреснительной установки и технологический процесс

  Условия эксплуатации, технические и технологические характеристики опреснительной установки POPO 510. Выбор оборудования, приспособлений, инструмента для монтажа установки. Крепление рамы установки на фундаменты. Охрана труда при монтаже установки.
  
  курсовая работа [23,7 K], добавлен 08.05.2012
  

• Производственная деятельность предприятия ОАО "ГЗЛиН"

  Организационная структура цехов основного и вспомогательного производства. Общая характеристика комплекса технологического оборудования (станок-электропривод-ЭСПУ) и выполняемые функции. Принципиальная электрическая схема узла интерфейса станка.
  
  отчет по практике [555,5 K], добавлен 09.06.2015
  

• Разработка проекта комплекса по производству говядины на 600 голов

  Характеристика проектируемого комплекса и выбор технологии производственных процессов. Механизация водоснабжения и поения животных. Технологический расчет и выбор оборудования. Системы вентиляции и воздушного отопления. Расчет воздухообмена и освещения.
  
  курсовая работа [135,7 K], добавлен 01.12.2008
  

• Проектирование складского комплекса

  Составные части транспортно-грузового комплекса для навалочных и насыпных грузов, их взаимодействие между собой. Разработка графиков работы погрузочно-складского комплекса. Определение технического оснащение склада. Расчет погрузочно-разгрузочного фронта.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 11.12.2014
  

• Оборудование для дробления

  Выбор и расчет основного технологического оборудования процесса переработки минерального сырья, питателей. Расчет операций грохочения. Выбор и обоснование количества основного оборудования, их технические характеристики, назначение и основные функции.
  
  курсовая работа [379,9 K], добавлен 17.10.2014
  

• Разработка методических материалов для проведения практических работ на универсальном фрезерном станке с ЧПУ

  Применение станков и комплексов ЧПУ в автоматизации производства. Анализ программно-аппаратного комплекса ЧПУ с фрезерным станком. Выбор и установка программного обеспечения. Методические материалы для работ с ЧПУ. Специальные автоматические функции.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 23.06.2015
  

• Технологический процесс обработки детали

  Разработка токарного, сверлильно-фрезерного, зубо-фрезерного, шлифовального роботизированного технологического комплекса. Определение количества оборудования основного производства. Расчет нанесения покрытий на поверхности на основе нитрида титана.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 20.10.2012
  

• Автоматизация котла Е-50

  Назначение, технические характеристики и принцип работы парового барабанного водотрубного котла с естественной циркуляцией Е-50. Выбор контролирующих приборов для автоматизации котельной установки. Расчет затрат и экономической эффективности проекта.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 25.06.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам