Автоматика насосной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время на предприятиях, занимающихся добычей, транспортировкой и переработкой нефти, существует острая проблема автоматизации протекающих технологических процессов с целью точного поддержания заданных значений технологических параметров, автоматической защиты технологического оборудования, минимизации участия человека в процессе управления, наглядности протекающих процессов, повышения точности необходимых измерений и регулирований, возможности передачи приёма и передачи данных в другие АСУ ТП.

В проекте приведено описание разработанной автоматизированной системы: структуры, электрических схем спроектированного оборудования, программного, информационного и технического обеспечения.

В связи с необходимостью соблюдения требований по защите окружающей среды и безопасности жизнедеятельности человека в разделе «Экологичность и безопасность» рассмотрены требования к рабочему месту проектировщика и мероприятия по обеспечению безопасности и работоспособности человека в процессе проектирования данной АСУ ТП.

В экономической части проекта показана актуальность разработки, экономическая выгода, а также пошаговое описание процесса проектирования.

1. Разработка и анализ технического задания

1.1 Аббревиатура и сокращения

Таблица Аббревиатура и сокращения

АРМ	- автоматизированное рабочее место
АСУТП	- автоматизированная система управления технологическим процессом
БЕ	- буферная емкость
ВА	- вторичная аппаратура АСУТП
ВАУ	- верхняя аварийная уставка
ВПУ	- верхняя предельная уставка
ДЕ	- дренажная емкость
ДНС	- дожимная насосная станция
ДП	- диспетчерский пункт
ЗИП	- запасные изделия и приборы
ИЛ	- измерительная линия
КТС	- комплекс технических средств
НАУ	- нижняя аварийная уставка
НПУ	- нижняя предельная уставка
ПАЗ	- противоаварийная защита
ПК	- персональный компьютер
ПО	- программное обеспечение
ПП	- первичный преобразователь
ПТК	- программно-технический комплекс
РСУ	- распределенная система управления
СИ	- средства измерения
СИКН	- система измерения количества и показателей качества нефти
ТПР	- турбинный преобразователь расхода
ЦДНГ	- Цех добычи нефти и газа

1.2 Общие сведения

1.2.1 Полное наименование системы и ее условное обозначение

Автоматизированная система управления технологическим процессом ДНС-24 НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть».

Условное обозначение системы: АСУ ТП ДНС-24 НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть».

1.2.2 Наименование предприятий

Разработчик: ООО “НПП «Системотехника-НН»

Заказчики: НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть»

1.2.3 Перечень документов, на основании которых создается система

· Технические условия на проектирование АСУ ТП ДНС-24 НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть»;

· РД “Основные положения по автоматизации и телемеханизации нефтегазодобывающего производства ОАО “Татнефть”;

1.2.4 Порядок оформления и предъявления заказчику результатов работ

Сроки проведения работ по созданию автоматизированной системы определяются рабочим планом проведения работ, рассмотренным в экономической части, и согласовываются с Заказчиком.

Перечень документации, разрабатываемой на стадии проектирования системы, и перечень эксплуатационной документации на систему определяется и выполняется в соответствии с требованиями:

· ГОСТ 34.602-89 "Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы".

· ГОСТ 34.201-89 "Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.

РД 50-34.698-90 «Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Руководящий документ по стандартизации. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов»;

ГОСТ Р 51330.13-99, Часть 14 «Электрооборудование взрывозащищенное. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)»;

ГОСТ Р 51330.0-99, Часть 0 «Электрооборудование взрывозащищенное. Общие требования»;

ГОСТ 15150 - 69. «Машины, приборы и другие технические изделия исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды»;

Правила устройства электроустановок. Шестое издание;

· РД “Основные положения по автоматизации и телемеханизации нефтегазодобывающего производства ОАО “Татнефть”;

· Типовые проектные решения по автоматизации и автоматизированному управлению объектов нефтегазодобывающего производства ОАО “Татнефть”.

В проектно-сметную документацию на систему должны входить следующие документы:

Ведомость технического проекта;

Схема структурная комплекса технических средств;

Схема автоматизации объекта;

Перечень входных сигналов и данных;

Перечень выходных сигналов;

Схема соединения внешних проводок;

Таблица подключения внешних проводок;

План расположения оборудования и проводок;

Спецификация оборудования и материалов;

Локальная смета в текущих ценах на оборудование;

Локальная смета в ценах 1991г. на строительно-монтажные работы;

Пояснительная записка к техническому проекту;

В эксплуатационную документацию на систему должны входить:

Ведомость рабочей документации;

Массивы входных и выходных данных;

Инструкция по эксплуатации КТС системы;

Схемы электрические шкафа автоматики, блока реле;

Руководство пользователя;

Паспорта и формуляры на систему и используемое оборудование.

блок реле дожимный насосный

1.3 Назначение и цели создания системы

1.3.1 Назначение

Назначение АСУ ТП (в дальнейшем Система) - автоматизация технологических процессов подготовки и перекачки нефти ДНС-24 НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть». Система предназначена для непрерывного автоматического контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами. Управление осуществляется на основе алгоритмов программ, утвержденных заказчиком, в автоматическом режиме. Дополнительно данные по основным параметрам технологического процесса и состоянию исполнительных механизмов должны передаваться по радиоканалу на ДП ЦДНГ-2 и контролироваться АСУ ТП уровня ЦДНГ-2 и визуально дежурным технологическим персоналом. Контроль над работой систем АСУ ТП по месту технологическим персоналом (оператором) и сервисным персоналом (службы главного энергетика и главного механика) должен производиться по мере необходимости или во время планово-предупредительных или наладочных работ.

1.3.2 Цель создания

Цель создания Системы - получение достоверной информации о ходе технологического процесса, оперативный контроль и управление процессами подготовки нефти, замена физически и морально устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами.

Система должна обеспечивать:

· контроль состояния объектов, сигнализацию отклонения параметров от нормы, защиту технологического оборудования, регулирование параметров процесса по стандартным законам;

· передачу по радиоканалу на ДП ЦДНГ-2 НГДУ “Джалильнефть” ОАО «Татнефть» данных по основным параметрам технологического процесса ДНС-24.

1.4 Сведения об объекте автоматизации

1.4.1 Перечень объектов автоматизации

АСУ ТП ДНС-24 предусматривает:

а) Автоматизацию системы управления существующим технологическим оборудованием (согласно технологической схемы, рис. 2.1) ДНС-24 НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть»:

· Буллиты БЕ-1, БЕ-2;

· Конденсатосборник КСБ;

· Емкость канализационная Ек с насосом откачки Н-Ек;

· Насосы перекачки эмульсии Н-1, Н-2, Н-3;

· Узел учета эмульсии, поступающей с ДНС-24 на резервуары товарного парка.

С техническими условиями на проектирование АСУТП ДНС-24 (перечень первичных и вторичных преобразователей) можно ознакомиться в Приложении А.



Рисунок 1.1 Технологическая схема ДНС-24 НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть»

1.4.2 Сведения о технологическом процессе

Движение эмульсии

Нефтяная эмульсия поступает на ДНС-24 с ГЗУ-23,25,26,36,37,48,49,50, закачивается в буллиты БЕ-1 и БЕ-2. В буллитах происходит отделение газа от нефтяной эмульсии. Контроль уровня взлива в буллитах осуществляется с помощью ультразвуковых однопоплавковых датчиков уровня ДУУ-2, работающих совместно с контроллером микропроцессорным ГАММА-8М.

Из буллитов нефтяная эмульсия поступает на узел перекачки нефтяной эмульсии, состоящий из насосов перекачки эмульсии Н-1, Н-2 и перекачивается на Якеевский товарный парк (ЯТП).

Учет объема жидкости, перекачиваемой насосами Н-1, Н-2, ведется на узле учета эмульсии, поступающей на ЯТП при помощи двух расходомеров «Норд», установленных на основной и резервной линиях.

Движение газа

Сепарация газа происходит в буллитах БЕ-1, БЕ-2. Далее газ поступает в конденсатосборник КСБ и оттуда на факел.

Дренаж и ливневая канализация

При аварийном сбросе эмульсии через ППК из буллитов БЕ-1, БЕ-2 она поступает в конденсатосборную емкость Ек. Ливневые воды через канализационные колодцы также поступают в эту емкость. При заполнении емкости Ек ее содержимое откачивается насосом откачки Н-Ек на прием насосов Н-1, Н-2.

1.4.3 Сведения об условиях эксплуатации объекта

· Температура в аппаратурном блоке от +5оС до +40оС;

· Влажность в аппаратурном блоке - от 40 до 60%;

· Температура на открытой площадке: от -40оС до +50оС;

· Влажность: от 60 до 90% без капельного эффекта;

· Загрязнение химическими веществами: в пределах санитарных норм;

· Площадки емкостей и насосов относятся к взрывоопасной зоне В-1г (в соответствие с ПУЭ. Шестое издание, это пространства у наружных установок: технологических установок, содержащих горючие газы или ЛВЖ, надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами), что накладывает следующие ограничения на использование первичных приборов: без средств взрывозащиты. Оболочка со степенью защиты не менее IP54*;

· Вибрация - отсутствует;

· Режим работы - длительный;

· Электропитание от двух подводящих фидеров 220В (+10 %-15%)В, 50±2Гц.

1.5 Требования к системе

1.5.1 Требования к системе в целом

1.5.1.1 Требования к структуре и функционированию системы

Автоматизированная система управления технологическими процессами ДНС-24 должна выполняться как единая, законченная управляющая и информационная система.

Система должна состоять из следующих составных частей:

· Датчиков и устройств управления исполнительными механизмами, установленными на объекте управления;

· Шкафа автоматики, включающего систему бесперебойного питания и встроенный пульт местного управления (далее по тексту ПМУ);

· Статива вторичных приборов (конструктивно объединен со шкафом автоматики);

· Блоков реле для усиления и преобразования сигналов телеуправления шкафа автоматики.

· Подсистемы приема/передачи данных по радиоканалу на диспетчерский пункт ЦДНГ-2.

Датчики из состава системы должны обеспечивать необходимый уровень взрывозащиты для их безопасной эксплуатации на объекте автоматизации. Вид и уровень взрывозащиты определяются на этапе проектирования системы.

Исполнительные механизмы на объекте автоматизации не заменяются.

Шкаф автоматики должен принимать сигналы с датчиков технологических параметров объекта управления, вторичных приборов контроля уровня и расхода, осуществлять их обработку и передавать обработанную информацию на встроенный ПМУ и через систему приема/передачи данных - диспетчеру ЦДНГ. Он должен, в соответствии с заложенной в него программой или по командам оператора, выдавать сигналы на управление исполнительными механизмами объекта автоматизации при штатном режиме работы объекта и по алгоритмам противоаварийной защиты осуществлять остановку и блокировку механизмов при нештатных ситуациях.

Всего должен быть предусмотрен один шкаф автоматики. Наименование, количество и тип сигналов, привязанных к нему, приведены в приложении А.

Шкаф автоматики должен обеспечивать работу противоаварийной защиты объектов автоматизации, автоматическое регулирование параметров технологического процесса по уставкам, независимо от функционирования встроенного ПМУ (при условии, что режим работы регуляторов - «автоматический»). В состав шкафа автоматики должна также входить система питания, которая должна обеспечить подачу переменного напряжения питания ~220В(10%) на шкаф автоматики.

Блоки реле должны быть связаны кабельными линиями связи с соответствующими блоками автоматики.

Блоки реле по сигналам телеуправления шкафа автоматики должны коммутировать цепи управления исполнительными механизмами.

Количество блоков реле и количество цепей управления исполнительными механизмами, коммутируемых каждым блоком реле, определяется на этапе проектирования системы.

Должно быть обеспечено управление исполнительными механизмами (насосами) от кнопок местного управления.

На встроенном ПМУ должно быть установлено программное обеспечение, разработанное НПП «Системотехника-НН». Программное обеспечение должно обеспечивать визуализацию текущих параметров технологического процесса, ввод пределов измерений для датчиков и технологических уставок.

Подсистема приема/передачи данных должна включать в себя радиомодем (фирма разработчик - “Смарт плюс”, г. Казань) и обеспечивать поддержку обмена данными по протоколу типа РТМ-64.

1.5.1.2 Требования к построению системы

Система должна разрабатываться как иерархическая с выделением следующих уровней:

· Уровень сбора данных (нижний уровень);

· Уровень управления технологическим процессом, обработки и передачи данных на верхний уровень (средний уровень);

· Уровень взаимодействия с оператором (верхний уровень);

· Уровень взаимодействия с диспетчером (верхний уровень).

1). Уровень сбора данных.

Уровень предназначен для сбора данных о параметрах технологического процесса, их предварительной обработки и передачи на уровень управления.

Уровень должен включать в себя первичные измерительные преобразователи, датчики, статив вторичных приборов с установленными на него вторичными измерительными преобразователями со стандартными выходными сигналами, а также устройства управления исполнительными механизмами.

2). Уровень управления технологическим процессом, обработки и передачи данных.

Уровень предназначен для опроса датчиков, первичных и вторичных измерительных преобразователей, обработки полученных данных, их промежуточного накопления, выдачи управляющих сигналов и передачи информации на встроенный ПМУ и в диспетчерский пункт ЦДНГ-2.

Уровень должен включать в себя управляющий контроллер шкафа автоматики с записанными в нем программами управления и противоаварийной защиты технологического объекта.

3). Уровень взаимодействия с оператором.

Уровень предназначен для обеспечения взаимодействия между пользователем (оператором) и системой управления через встроенный ПМУ, отображения информации о ходе технологического процесса, передачи команд оператора для изменения параметров технологического процесса.

4). Уровень взаимодействия с диспетчером.

Уровень предназначен для обеспечения передачи данных диспетчеру о состоянии оборудования, технологических параметрах объекта управления и аварийных ситуациях.

Уровень должен включать в себя коммуникационные устройства и ПК, установленный в ЦДНГ.

Разрабатываемая автоматизированная система является частью информационных систем предприятия и должна предусматривать возможность интеграции в существующую автоматизированную систему ЦДНГ.

1.5.1.3 Требования к способам и средствам связи для информационного обмена между компонентами системы

Для работы системы должны быть предусмотрены следующие каналы информационного обмена между компонентами системы:

· каналы обмена информацией (проводные линии связи) между датчиками объекта автоматизации, вторичными приборами на стативе; датчиками и шкафом автоматики;

· каналы обмена информацией (проводные линии связи) между блоком реле и шкафом автоматики;

· канал передачи информации (радиоканал) между шкафом автоматики и диспетчерским пунктом ЦДНГ-2.

Каналы обмена информацией (проводные линии связи) между датчиками объекта автоматизации, вторичными приборами статива и шкафом автоматики должны обеспечивать без потерь и искажений передачу:

· аналоговых сигналов 4-20 мА с напряжением постоянного тока от 14 до 42В по двухпроводной линии связи;

· аналоговых сигналов от преобразователей сопротивления по трехпроводной линии связи.

Каналы обмена информацией (проводные линии связи) между шкафом автоматики и блоками реле должны обеспечивать без потерь и искажений передачу:

· дискретных сигналов телеуправления. Логический ноль сигнала соответствует напряжению <= 0,6 В постоянного тока; Логическая единица соответствует напряжению постоянного тока 2410% В с силой тока до 100 mA.

· дискретных сигналов телесигнализации «сухой контакт». Логический ноль сигнала соответствует напряжению <= 7,0 В постоянного тока; Логическая единица соответствует напряжению постоянного тока 2410%В с силой тока до 12 mA.

Канал передачи информации (радиоканал) должен обеспечить передачу информации между шкафом автоматики и диспетчерским пунктом ЦДНГ-2.

Несущая частота радиоканала определяется Заказчиком. Разрешительные документы на пользование частотой (если они необходимы) обеспечиваются Заказчиком.

При передаче информации по радиоканалу должен использоваться пакетный протокол связи типа РТМ-64. Режим передачи - безадресный, по запросу. Тип и количество передаваемой информации определяется на этапе проектирования системы.

1.5.1.4 Требования к режимам функционирования системы

Функционирование системы предполагается в следующих режимах:

· режиме визуализации информации, поступающей от датчиков, установленных на объекте управления;

· режиме местного управления оборудованием;

· режиме автоматического управления исполнительными механизмами и автоматического регулирования параметров техпроцесса по заданным оператором значениям;

· режим передачи данных на диспетчерский пункт ЦДНГ по радиоканалу.

Визуализация информации должна производится на экране встроенного ПМУ в табличной форме. Визуализация поступающей информации должна производиться непрерывно, вне зависимости от режима управления оборудованием.

В режим местного управления оборудованием система должна переходить при положении переключателей режимов работы насосов «Местный», расположенных на дверце шкафа автоматики. В этом режиме управление насосами должен осуществлять оператор с местных кнопок управления (система не должна вмешиваться в действия оператора, в том числе и по параметрам ПАЗ).

В режим автоматического управления исполнительными механизмами система должна переходить при соответствующем положении переключателей режимов работы насосов, расположенных на шкафу автоматики. При этом включении/выключение насосов должно осуществляться системой автоматически по ранее заданным уставкам. Должна быть предусмотрена возможность управления насосами по командам оператора, подаваемым со встроенного ПМУ.

В режим передачи данных на диспетчерский пункт ЦДНГ система должна переходить по получению запроса на передачу данных от ЦДНГ. В этом режиме система должна передавать на диспетчерский пункт данные о технологических параметрах объекта управления.

1.5.1.5 Функции, выполняемые системой при работе с технологическим оборудованием

Система должна выполнять для ниже перечисленных объектов автоматизации следующие функции:

· Емкости БЕ-1, БЕ-2:

Таблица Функции системы

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Уровень взлива	+	+		+
2	Давление в емкости	+			+

Примечание - управление уровнем взлива должно осуществляться по уровню в одной из емкостей («рабочая» емкость). Выбор емкости должен производится переключателем, расположенным на лицевой дверце шкафа автоматики. Управление уровнем взлива должно осуществляется путем периодического включения/отключения насосов перекачки нефтяной эмульсии Н-1, Н-2

Таблица Емкость канализационная Ек

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Уровень взлива	+
2	Давление на выкиде насоса откачки Н-Ек	+

Таблица Конденсатосборник КСБ

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Уровень взлива	+			+

Таблица Насосы перекачки нефтяной эмульсии Н-1, Н-2

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Давление на выкиде насоса	+			+	ПАЗ
2	Давление на приеме насоса	+			+	ПАЗ
3	Температура подшипника насоса	+			+	ПАЗ
4	Состояние насоса		+		+

Примечание - с помощью переключателя выбора режима должен обеспечиваться выбор режима работы каждого насоса («основной», «резервный», «по месту»). «Основной» насос должен автоматически включаться при верхнем максимальном уровне в «рабочей» емкости и выключаться при нижнем минимальном уровне в «рабочей» емкости, «резервный» - автоматически включаться при верхнем аварийном уровне в «рабочей» емкости и выключаться при нижнем минимальном уровне. Значения уровней для режимов работы насоса (уставки) задаются технологом. Система ПАЗ (противоаварийная защита) насосов также должна работать только при положении переключателей «основной», «резервный». При режиме работы «по месту» управление насосами должен осуществлять оператор без участия системы

Таблица Насос откачки канализационной емкости Н-Ек

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Состояние насоса				+

Таблица Узел учета эмульсии, поступающей на ЯТП:

№	Наименование параметров и состояний	Функции системы
		Измерение	Управление	Регулирование	Сигнализация	Примечание
1	Текущий расход эмульсии на ЯТП по резервной линии	+
2	Накопительный 2-ч расход эмульсии на ЯТП по резервной линии	+				Импульсный сигнал
3	2-ч расход эмульсии на ЯТП по резервной линии	+				Импульсный сигнал
4	Накопительный суточный расход эмульсии на ЯТП по резервной линии	+				Импульсный сигнал
5	Суточный расход эмульсии на ЯТП по резервной линии	+				Импульсный сигнал
6	Текущий расход эмульсии на ЯТП по основной линии	+
7	Накопительный 2-ч расход эмульсии на ЯТП по основной линии	+				Импульсный сигнал
8	2-ч расход эмульсии на ЯТП по основной линии	+				Импульсный сигнал
9	Накопительный суточный расход эмульсии на ЯТП по основной линии	+				Импульсный сигнал
10	Суточный расход эмульсии на ЯТП по основной линии	+				Импульсный сигнал

1.5.1.6 Требования по диагностированию системы

Аппаратные и программные средства системы должны предусматривать возможность диагностирования работоспособности модулей управляющего контроллера. Также должна быть обеспечена возможность диагностирования линий связи между шкафом автоматики и датчиками с выходным сигналом постоянного тока.

Результаты диагностики должны отображаться на лицевых панелях модулей контроллера и модулей ввода/вывода.

1.5.1.7 Перспективы развития, модернизации системы

Характеристики технических средств не должны ограничивать возможность расширения системы.

Количество свободных (резервных) входов/выходов всех типов для подключения датчиков и исполнительных механизмов должно быть не менее 10% от задействованных в системе на момент ее сдачи заказчику. (При условии, что это не потребует установки дополнительной корзины ввода/вывода).

1.2.5.2 Требования по сохранности информации при авариях

1.5.2.1 Перечень аварий и отказов технических средств

Возможные аварийные ситуации Системы:

· Пропадание электропитания КТС системы на одном из фидеров;

· Отказ КТС системы;

· Выход из строя первичных или вторичных датчиков;

· Прерывание передачи данных по радиоканалу.

1.5.2.2 Требования к регистрации и хранению информации

Информация о технологическом процессе должна регистрироваться и храниться на сервере диспетчерского пункта ЦДНГ-2. Объем информации определен в перечне сигналов, передаваемых по радиоканалу. Периодичность записи в архив и срок хранения записанной информации должны определяться программным обеспечением сервера.

1.5.3 Требования по стандартизации и унификации

Система должна быть построена, преимущественно, на однородной программно-технической базе.

Технические и проектные решения системы должны предусматривать:

1. использование серийно выпускаемых средств автоматизации;

2. использование унифицированных интерфейсов, протоколов обмена, конструктивных решений, которые обеспечивали бы стыковку системы с уровнями управления производством и обеспечивали бы расширение функций при необходимости;

3. применение лицензионного системного и прикладного программного обеспечения.

Проектная документация должна быть разработана в соответствии ЕСКД, ЕСПД, СПДС, ГОСТ, РД.

1.6 Требования к видам обеспечения

1.6.1 Требования к математическому обеспечению

Математическое обеспечение должно включать в себя согласованные с Заказчиком алгоритмы, реализующие описанные функции системы.

1.6.2 Требования к информационному обеспечению

Информационное обеспечение системы должно иметь следующий состав:

1. входная информация;

2. выходная информация;

3. информация, передаваемая по радиоканалу.

Сигналы, получаемые с первичных измерительных преобразователей, являются входной информацией системы. Входная информация должна достоверно и объективно отражать состояние технологического процесса. Перечень входных сигналов системы приведен в приложении А.

Выходная информация должна содержать в себе сведения о сигналах, предназначенных для управления технологическим оборудованием. Перечень выходных сигналов системы приведен в приложении Б.

Информация, передаваемая по радиоканалу, должна полно и достоверно отображать ход технологического процесса для его отображения на диспетчерском пункте ЦДНГ-2. Перечень сигналов, передаваемых по радиоканалу, приведен в приложении А.

1.6.3 Требования к программному обеспечению

Функции автоматизированной системы должны быть реализованы на базе разрабатываемого прикладного программного обеспечения шкафа автоматики в объеме, оговоренном в рамках данного технического задания.

Программное обеспечение шкафа автоматики должно удовлетворять следующим требованиям:

1. Простота и понятность интерфейса пользователя;

2. Возможность доступа к данным посредством стандартных интерфейсов доступа.

1.6.4 Требования к техническому обеспечению

Технические средства системы должны иметь разрешение ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ на применение и обеспечить выполнение функций, перечисленных в данном техническом задании.

1.6.4.1 Требования к полевому КИП и исполнительным механизмам

Контрольно - измерительные приборы должны отвечать следующим требованиям:

· средство измерения внесено в Госреестр РФ;

· средство измерения имеет клеймо, подтверждающее, что срок его поверки не истек;

· погрешность средств измерения должна обеспечивать выполнение измерений в соответствии с установленными нормативами точности;

· область применения средства измерения, указанная в заводском паспорте, соответствует реальным условиям;

· доверительный диапазон измерения, указанный в паспорте прибора, соответствует режимам работы прибора;

· средство измерения соответствует техническим условиям на присоединение;

· приборы и средства автоматизации, установленные на наружной площадке должны иметь диапазон рабочих температур не хуже, чем -40…+50оС;

· максимальное значение тока в цепях управления электрическими исполнительными механизмами (насосами и задвижками) не должно превышать 15А при напряжении ~220(10%)В;

· в цепях управления каждого исполнительного механизма должен быть предусмотрен «сухой контакт», напряжение на который подается от шкафа автоматики. Контакт должен быть замкнут при включенном механизме и разомкнут - при выключенном.

1.6.4.2 Требования к шкафам автоматики

Шкаф автоматики должен иметь габариты не более чем 800х600х2000 (ШхГхВ) и иметь степень защиты от попадания внутрь частиц пыли и воды не хуже IP 25.

Шкаф автоматики должен быть оборудован дверцами с замками.

Шкаф автоматики должен запитываться переменным напряжением ~220(10%), частотой 501 Гц от ЩСУ ДНС-24.

Мощность, потребляемая шкафом автоматики от ЩСУ ДНС-24, не должна превышать 1 КВа.

Аппаратура, установленная в шкафу автоматики, должна сохранять работоспособность в интервале температур от 0 до 50С° при относительной влажности до 85%.

В состав шкафа автоматики должны входить:

· управляющий контроллер КСА-02 с модулями ввода/вывода;

· источник питания для работы управляющего контроллера, который должен включать в свой состав аккумуляторную батарею и обладать функцией бесперебойного источника питания;

· набор клемников и искрозащитных барьеров для подключения кабелей от объекта управления.

Управляющий контроллер должен опрашивать модули ввода/вывода, осуществлять обработку полученных от них данных и передавать обработанную информацию на ПМУ и через систему приема/передачи данных - диспетчеру ЦДНГ. Он должен, в соответствии с заложенной в нем программой или по командам оператора, выдавать сигналы на управление исполнительными механизмами объекта автоматизации при штатном режиме работы объекта и по алгоритмам противоаварийной защиты осуществлять остановку и блокировку механизмов при нештатных ситуациях.

Модули ввода/вывода должны обеспечивать прием следующих типов сигналов:

· аналоговых сигналов 4-20 мА с напряжением постоянного тока от 14 до 42В по двухпроводной линии связи;

· аналоговых сигналов от преобразователей сопротивления с нормированной характеристикой 50М по трехпроводной линии связи;

· дискретных сигналов телесигнализации. Логический ноль сигнала соответствует напряжению <= 7,0 В постоянного тока; логическая единица соответствует напряжению постоянного тока 2410% В с силой тока до 12 mA.

Модули ввода/вывода должны обеспечивать выдачу следующих типов сигналов:

· дискретных сигналов телеуправления. Логический ноль сигнала соответствует напряжению <= 0,6 В постоянного тока; логическая единица соответствует напряжению постоянного тока 2410%В с силой тока до 100 mA.

Количество и тип модулей ввода/вывода, устанавливаемых в контроллере, уточняются на стадии проектирования системы.

Модули ввода/вывода на лицевой панели должны иметь светодиодную индикацию исправности каналов телеизмерения, телерегулирования; приема сигналов телесигнализации и выдачи сигналов телеуправления.

Источник питания из состава шкафа автоматики должен обеспечить в автоматическом режиме мониторинг выходного напряжения аккумуляторной батареи и ее подзарядку (при необходимости).

Переключение на питание от аккумуляторной батареи при пропадании напряжения на питающем фидере и обратное переключение при восстановлении напряжения на фидере должно происходить в автоматическом режиме.

Аккумуляторная батарея должна быть необслуживаемой. Емкости аккумуляторной батареи должно быть достаточно для работы управляющего контроллера шкафа автоматики в течение 30 мин.

1.6.4.3 Требования к блокам реле

Блоки реле должны быть выполнены в корпусах, обеспечивающих защиту от проникновения воды и пыли со степенью IP 54.

Блоки реле должны обеспечивать коммутацию цепей переменного тока напряжением 220В10% и силой тока до 15А по командам шкафа автоматики.

В блоках реле должен быть предусмотрен аппаратный контроль за правильностью срабатывания коммутирующих реле.

2. Описание уровней системы

Итак, определившись с количеством уровней системы и примерным составом каждого из них, рассмотрим каждый подробнее.

Схематически иерархию уровней системы отображает рисунок 3.1:

Рисунок 2.1. Иерархия уровней системы

2.1 Нижний уровень

Нижний уровень системы представляет из себя набор первичных и вторичных преобразователей:

· Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2 - первичный преобразователь для измерения уровня с целью последующей передачи на вторичный преобразователь - 4 шт

· Контроллер микропроцессорный «ГАММА-8М» - вторичный преобразователь для приёма сигналов с двух первичных преобразователей ДУУ2, формирующий унифицированные токовые сигналы 4-20 mA - 2 шт.

· Датчик предельного уровня ДПУ-5-0,6-4,0-ОМ1,5 - первичный преобразователь для измерения аварийного уровня с целью последующей передачи на вторичный преобразователь - 3 шт.

· Преобразователь вторичный сигнализатора ПВС4 предназначен для приёма сигналов первичного преобразователя ДПУ-5, формирующий унифицированный сигнал типа «сухой контакт» - 3 шт

· Датчик расхода турбинный «Норд И-2У» - первичный преобразователь для измерения расхода с целью последующей передачи на вторичный преобразователь - 3 шт.

· Измеритель расхода «ИМПУЛЬС-4» - вторичный преобразователь для приёма сигналов с двух первичных преобразователей Норд И-2У, формирующий унифицированные токовые сигналы 4-20 mA, настраиваемые импульсные сигналы - 1 шт.

· Датчик избыточного давления Метран-55-ВН-ДИ - датчик для измерения давления, формирующий унифицированный токовый сигнал 4-20 mA - 7 шт.

· Метран-253 ТСМ(50М) - термопреобразователи сопротивления - 4 шт.

Каждый прибор выполняет определённый ряд функций. Максимальный набор функций ограничен возможностями прибора (например, отсутствие на приборе показывающего устройства). Для конкретизации функций необходимо обратиться к схеме автоматизации (рис. 2.2) и спецификации к ней (табл.).

Схема автоматизации отражает основные сведения о технологическом процессе, перечень первичных и вторичных приборов для измерения, обработки и передачи данных в контроллер, исполнительные механизмы для приема управляющих команд от контроллера (с указанием реализуемых ими функций). Также отражены функции контуров автоматизации, выполняемые системой автоматического управления.



Рисунок 2.2 Схема автоматизации

Таблица Спецификация с схеме автоматизации

Поз. обозначение	Наименование	Кол.	Примечание
1-1	Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2 -01-0-3,5- 2,0-ОМ1,5 ТУ4214-001-29421521-02 в составе	1
LE	Датчик жесткой конструкции L=3,5 м с одним поплавком типа IV	1
LT	Контроллер микропроцессорный «ГАММА-8М» ТУ 4217-008-29421521-02	1
1-2	Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2 -01-0-2,6- 2,0-ОМ1,5 ТУ4214-001-29421521-02 в составе	1
LE	Датчик жесткой конструкции L=2,6 м с одним поплавком типа IV	1
LT	Контроллер микропроцессорный «ГАММА-8М» ТУ 4217-008-29421521-02	1
2-1	Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2 -01-0-3,1- 2,0-ОМ1,5 ТУ4214-001-29421521-02 в составе	1
LE	Датчик жесткой конструкции L=3,1 м с одним поплавком типа IV	1
2-2	Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2 -01-0-3,5- 2,0-ОМ1,5 ТУ4214-001-29421521-02 в составе	1
LE	Датчик жесткой конструкции L=3,5 м с одним поплавком типа IV	1
LT	Контроллер микропроцессорный «ГАММА-8М» ТУ 4217-008-29421521-02	1
3…5	Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5 ТУ 4214-010-29424521-02 в составе:	3
LE	Датчик положения уровня ДПУ-5-0,6-4,0-ОМ1,5	1
LSA	Преобразователь вторичный сигнализатора ПВС4	1
FE6-1	Датчик расхода турбинный «Норд И-2У»	1
FE6-2	Датчик расхода турбинный «Норд И-2У»	1
FT6	Измеритель расхода «ИМПУЛЬС-4»	1
PT7...PT10	Датчик избыточного давления Метран-55-ВН-ДИ-515-МП-t10-015-1,0МПа-42-М20-С-ГП ТУ 4212-009-12580824-2002	4
TE1…TE14	Метран-253 ТСМ(50М) - 01 - 120 - В - 3 - 1 - Н10-БК - У1.1 - ГП	4
PT15...PT17	Датчик избыточного давления Метран-55-ВН-ДИ-516-МП-t10-015-4,0МПа-42-М20-С-ГП ТУ 4212-009-12580824-2002	3

Описание используемых приборов и функций согласно ГОСТ 21.404-85 «Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах»:

LE 1-1, 1-2, 2-1, 2-2, 3, 4, 5, 6- первичные преобразователи, выполняющие преобразование уровня в электрический сигнал

LT 1-1, 1-2, 2-1, 2-2 - вторичные преобразователи (бесшкальные) с дистанционной передачей сигнала уровня, установленные на щите

LISA 1-1, 1-2 - функция сигнализации с индикацией уровня, используемая для управления насосами по верхнему и нижнему уровню (реализована АСУ ТП)

LSA - функция сигнализации верхнего аварийного уровня, используемая для управления насосами по верхнему уровню (реализована АСУ ТП)

PT - приборы бесшкальные с дистанционной передачей сигнала давления

PIA - функция сигнализации с индикацией давления (реализована АСУ ТП)

PISA 10 - функция сигнализации с индикацией давления, используемая для управления насосами по нижнему уровню (реализована АСУ ТП)

PISA 15, 16 - функция сигнализации с индикацией давления, используемая для управления насосами по верхнему и нижнему уровню (реализована АСУ ТП)

HS - переключатель режима работы насоса (или выбора рабочей емкости), установленный на щите (реализован АСУ ТП)

TE - устройства, выполняющие первичное преобразование сигнала температуры

TISA - функция сигнализации с индикацией температуры, используемая для управления насосами по верхней температуре (реализована АСУ ТП)

H - кнопка местного управления насосом (ручной дублёр)

NS - аппаратура управления насосом (контактор)

NA - устройства сигнализации состояния насоса

NSA - аппаратура управления насосом (контактор) по верхнему и нижнему давлению на выкиде, нижнему давлению на приеме, верхнему, нижнему и аварийному уровню в рабочей емкости с учётом режима работы насосом (реализована АСУ ТП)

FE - устройства, выполняющие первичное преобразование сигнала расхода

FT - приборы бесшкальные с дистанционной передачей сигнала расхода, установленные на щите

FI - функция индикации расхода (реализована АСУ ТП)

FQS - приборы интегрирующие, с устройством для выдачи сигнала после прохождения заданного количества вещества, установленные на щит

FQI - функция интегрирующая и отображающая расход (реализована АСУ ТП)

2.2 Средний уровень

Средний уровень является связующим между нижним и верхним уровнем, происходит обработка данных, поступивших с нижнего уровня и передача преобразованных данных на верхний уровень в автоматическом режиме. Одной из самых важных функций среднего уровня является противоаварийная защита оборудования независимо от работоспособности верхнего уровня.

Средний уровень включает в себя контроллер КСА-02 с набором модулей:

модуль питания СТ 1CPS 024;

процессорный модуль СТ 1CPU 33;

модуль связи по протоколу RS485 СТ 1СРМ10;

два модуля СТ 1ACI 08;

модуль ввода дискретных сигналов СТ 1DDI 30;

модуль вывода дискретных сигналов СТ 1DDO 30.

Также к среднему уровню следует отнести блок реле с набором реле и контакторов для управления насосами.

Более подробное описание этих составляющих будет рассмотрено в описании структуры системы.

2.3 Верхний уровень

К верхнему уровню относят SCADA-систему, обеспечивающую обмен информацией с контроллером КСА-02, визуализацию, выдачу управляющих воздействий, архивирование и протоколирование информации по всем частям АСУ ТП. Важнейшей функцией верхнего уровня является обеспечение взаимодействия между оборудованием АСУ ТП и обслуживающим персоналом.

В нашем случае к верхнему уровню относится:

· встраиваемая ПЭВМ ТРС-60SN-E1 Advantech на основе ОС Windows CE с системой touch-screen;

· подсистема приёма-передачи данных на диспетчерский пункт ЦДНГ-2 по радиоканалу.

Встраиваемая ПЭВМ при помощи табличных форм отображает данные протекающего технологического процесса, передаваемые со среднего уровня интерфейсным модулем контроллера. Также возможна выдача команд на управление технологическим оборудованием, передаваемая с верхнего на средний уровень, которая выдаётся на нижний уровень в том случае, если это не противоречит алгоритму управления процессорного модуля среднего уровня. Обмен данными происходит по протоколу Modbus RTU.

Радиомодем «СМАРТ-160/2400» предназначен для организации связи по радиоканалу между ДНС-24 и диспетчерским пунктом ЦДНГ-2. Обмен данными происходит по протоколу РТМ-64.

3. Структура системы

Согласно технического задания по составу системы, а именно: перечень первичных и вторичных приборов, управляющий контроллер, можно составить структурную схему системы (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 Структурная схема системы

Система автоматизированного управления АСУ ТП ДНС-24 включает в себя:

1. Систему автоматики «Карат ДНС-М», в состав которой входят:

· Шкаф автоматики НБКУ.421453.024-04;

· Блок реле насосов Н-1, Н-2 НБКУ.647419.041;

2. Подсистема приема/передачи данных по радиоканалу на диспетчерский пункт ЦДНГ-2.

3. Приборы КИПиА, установленные на объекте управления.

Ниже приведено описание структуры отдельных частей системы с указанием конкретных элемента, входящего в состав соответствующей части, с указанием списка функций (операций, параметров), реализуемых данным элементом.

3.1 Шкаф автоматики

Шкаф автоматики содержит технические средства, обеспечивающие функционирование системы без участия оператора. В случае необходимости возможно взаимодействие обслуживающего персонала с объектом управления.

Системой обеспечивается решение следующих задач:

· Сбор, обработка и передача на ПМУ информации с датчиков технологических параметров объекта управления, вторичных преобразователей;

· Формирование соответствующих сигналов ТУ (телеуправления), служащих для управления ходом технологического процесса (управление насосами);

· Организация передачи данных о ходе технологического процесса и аварийных ситуациях на диспетчерский пункт ЦДНГ-2 по радиоканалу;

Конструктивно шкаф автоматики также выполняет роль статива вторичных приборов, т.е. в состав шкафа входят вторичные преобразователи. Это необходимо в связи с тем, что при установке вторичного прибора вне бригадного центра (помещения для установки шкафа автоматики) возникают следующие проблемы:

· Появляется необходимость обеспечения подачи питания (=24 В или ~220 В, в зависимости от типа конкретного прибора), что влечёт за собой необходимость прокладывания дополнительных кабелей питания (от аппаратуры шкафа автоматики, либо с местных щитов питания; второй вариант маловероятен, в связи с отсутствием источников питания на площадках объекта управления, а в случае их наличия - необходимость в использовании дополнительного оборудования для преобразования источника питания ~220 В в =24 В), что влечёт за собой дополнительную нагрузку на источники питания шкафа автоматики (во втором случае), а также дополнительное материальные затраты на кабели и короба для их прокладки (в обоих случаях).

· Согласно климатическому исполнению вторичных приборов (УХЛ4 для Гамма-8, УХЛ3.1 для Импульс-4, УХЛ4 для ПВС-4) по ГОСТ 15150 - 69 «Машины, приборы и другие технические изделия исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды» предельный рабочий диапазон данных приборов составляет -10…+45 (для УХЛ3.1) и +1…+40 (для УХЛ4), что подразумевает необходимость их установки в отапливаемых помещениях.

Для решения поставленных задач шкаф автоматики включает в себя следующие изделия:

· Управляющий контроллер КСА-02 с модулями ввода/вывода;

· Источника вторичного электропитания с функцией UDS (подключение комплекта аккумуляторных батарей) TRACO TIS 300-124 UDS;

· Стабилизатор напряжения EMG 45-NZG/G12/SI;

· Преобразователь интерфейсов МКСА-РТИ12М НБКГ.426489.001;

· Контроллер обработки счетных входов МКСА-01М НБКГ.421411.001;

· ПЭВМ TPC-60SN-E1 Advantech;

· Радиомодем «Смарт-160/2400»;

· Два микропроцессорных контроллера «ГАММА-8М»;

· Три преобразователя вторичных ПВС-4;

· Измеритель расхода «ИМПУЛЬС-4»;

Модули ввода/вывода, входящие в состав корзины управляющего контроллера, служат для сбора данных с первичных датчиков, установленных на объекте управления, опроса вторичных приборов, расположенных в ША, а также выработку сигналов ТУ для управления технологическим процессом.

В шкафу автоматики «КАРАТ-ДНС-М» АСУ ТП ДНС-24 применяется один управляющий контроллера КСА_02. Контроллер КСА-02 относится к проектно-компонуемым изделиям. Модули контроллера в корзине объединены кроссплатой. Описание контроллера КСА-02 приведено в приложении В.

В состав управляющего контроллера КСА-02 1А1 входят:

модуль питания СТ 1CPS 024, обеспечивающий питание модулей, установленных в контроллере номинальным напряжением 5В постоянного тока. Питание модуля осуществляется от сети постоянного тока напряжением 24В;

процессорный модуль СТ 1CPU 33, обеспечивающий опрос модулей ввода/вывода, установленных в контроллере и обмен с внешними устройствами по трем последовательным портам COM1, COM2, COM3. Последовательный порт COM3 обеспечивает обмен с внешним устройством по интерфейсу RS232 C и используется только для настройки контроллера и его технологических проверок. Последовательные порты COM1 и COM2 обеспечивают обмен с внешними устройствами по интерфейсу RS485. Для выполнения заложенных функций процессорный модуль имеет процессор, память данных (DM), программную память (PM), внешнюю память алгоритмов (SRAM) и энергонезависимую память (NVRAM). Работа модуля осуществляется под управлением основного (управляющего) процессора. В данной АСУ ТП необходимо обеспечить связь процессорного модуля с одним устройством: с контроллером счетных входов МКСА-01 через последовательный порт COM1 по интерфейсу RS-485;

модуль связи по протоколу RS485 СТ 1СРМ10, обеспечивающий связь контроллера КСА-02 с другими устройствами по одному или двум последовательным портам COM1, COM2 (интерфейс RS-485). В данной АСУ ТП необходимо обеспечить связь модуля СТ 1СРМ10 с двумя устройствами: с ПЭВМ Advantech TPC-60SN-E1 через последовательный порт COM1 по интерфейсу RS-485 и с радиомодемом Р33С-1 «СМАРТ-160/2400» через последовательный порт COM2 по интерфейсу RS-232 (через промежуточный преобразователь интерфейсов МКСА-РТИ12М). Радиомодем подключается именно к модулю СТ 1СРМ10, а не СТ 1CPU 33, т.к процессорный модуль поддерживает скорость обмена только 9600 бод, а скорость обмена с радиомодемом составляет 2400 бод;

модуль СТ 1ARI 08, предназначенный для измерения температуры от восьми термометров сопротивления подключенных к его входам по трёхпроводной схеме. Измеряется температура подшипников 1 и 2 насосов Н-1 и Н-2;

два модуля СТ 1ACI 08, предназначенные для приема восьми стандартных токовых сигналов 4-20 mA каждый от датчиков давления и уровня. Модули данной модификации обеспечивают питание датчиков по двухпроводной линии связи. Принимаются токовые сигналы давления на приеме насосов Н-1 и Н-2, на выкиде насоса Н-1, на выкиде насоса Н-2, на выкиде насоса Н-Ек, нефти на ЯТП, давление в БЕ-1, БЕ-2 (с питанием датчиков), уровня в БЕ-1, БЕ-2, КСБ, Ек, текущие расходы жидкости по основной и резервной линиям на ЯТП (без питания датчиков);

модуль ввода дискретных сигналов СТ 1DDI 30, предназначенный для приема тридцати дискретных сигналов напряжением 24В. Принимаются сигналы внутренней диагностики (исправности предохранителей в цепях ТУ, ТС, наличие питания на основном/резервном фидере, наличие ~220 В, низкий заряд батареи), а также сигналы ТС положения переключателей выбора рабочей емкости и режима работы насоса, аварийные уровни в емкостях БЕ-1, БЕ-2, КСБ, состояния насосов Н-1, Н-2, Н-Ек, сраба...