Исследование проекта автоматизированой системы управления установкой подготовки нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ



ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра кибернетических систем



ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

                            Зав. Кафедрой

                     кибернетических систем

                                                    Кузяков О.Н.

		

          «         »                           2015 г.







                             Исследование проекта автоматизированой системы управления установкой подготовки нефти

                                      ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

                                        к бакалаврской работе

БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ









	НОРМОКОНТРОЛЕР:	РУКОВОДИТЕЛЬ:



	доцент кафедры КС, к.т.н.	Доцент кафедры КС,к.ф.- м.н.

	                      Бакановская Л.Н.	                     Ковалев П.И.





РАЗРАБОТЧИК:

Студент группы УТСбзс-12-2

                   Склюев А.В.













Бакалаврская работа защищена 

                                                           с оценкой

                                                          Секретарь ГЭК             



                                                   Тюмень 2015



МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИ



ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра кибернетических систем



      УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

                 Кузяков О.Н.

«      »                   2015г.



          Задание на ВКР



Студенту Склюеву Александру Владимировичу

Тема ВКР утверждена приказом по институту геологии и нефтегазодобычи от «15» сентября 2014 г.   № 88/395-а

Разработка проекта автоматизированной системы управления установкой подготовки нефти на Западно-Малобалыкское месторождении.

2. Срок предоставления законченной ВКР на кафедру « ___ »________ 2015 г.

3. Исходные данные к ВКР: справочные материалы по автоматизации,

справочники, номенклатура каталоги, погрешностей результатов измерений, учебные пособия, электронные номенклатурные каталоги. 

4. Содержание пояснительной записки 

анализ технологического процесса

определение оптимальных настроек регулятора

выбор аппаратных и программных средств

расчёт надёжности и расчёт погрешности

5. Перечень графического материала: схема комплекса технических средств оператора









№

Формат

Обозначение

Наименование

Кол-во

Прим.

1

А4

ПЗ ВКР

Пояснительная записка

1

66 стр.

2

CD

ЭПЗ ВКР

Электронная копия пояснительной записки

1

2 МБ

3

CD

ФП

Файл презентации

1

15 МБ

4

А4

РМ

Раздаточный материал

15

15 стр.





























































        БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ





































Ведомость выпускной квалификационной работы

Лит.

Масса

Масшт.

Изм

Лист

№ докум.

Подп.

Дата



В

К

Р





Выполнил

Склюев А.В.

















Провер

Ковалев П.И.

















Н. Контр.



Бакановская Л.Н.









Лист

Листов

Утверд.



Кузяков О.Н.









УТСбзс-12-2, ИГиН





Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4

                   БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



 Выполнил



Склюев А.В



 



 Провер.

Ковалев П.И.

 Н. Контр.

Бакановская Л.Н



 Утверд.

Кузяков О.Н

РЕФЕРАТ



Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиН

Реферат



Пояснительная записка к выпускной классификационной работе содержит 63 страницы машинописного текста, 15 таблицы, 3 рисунков, список использованных источников 13 наименование, 5 приложений.

ДАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЗАЦИЯ, УРОВЕНЬ, ТЕМПЕРАТУРА, НАСТРОЙКИ РЕГУЛЯТОРА, КОНТРОЛЛЕР SLC 500, МОДУЛИ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, УПРАВЛЕНИЕ, ОПЕРАТОРСКИЙ ИНТЕРФЕЙС, SCADA, АЛГОРИТМ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ, ПРОГРАММА, HMI, АВАРИЯ.

           Сформулированы требования, предъявляемые к автоматизированной системе управления установкой подготовки нефти, составлена схема автоматизации, выбраны датчики, исполнительные механизмы, средства связи, контроллер, операционные системы, системное программное обеспечение, разработаны проект прикладного программного обеспечения и интерфейс АРМ оператора.




			ABSTRACT	



           Explanatory note to the outlet of the classification work with-holding 63 pages of typewritten text, 15 tables, 6 figures, list of references 13 items, 3 applications.

           PRESSURE, automation, level, temperature, controller settings, the SLC 500 controller, modules, regulation, signalization, operator interface, SCADA, functioning algorithm, PROGRAM, HMI, accident.

           The requirements to be met by the installation of an automated control system for oil, composed of automation scheme, selected sensors, actuators, communications controller, operating systems, system software, developed a project application software and interface operator workstation.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

5

                  БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



 Выполнил



Склюев А.В



 



. Провер.

Ковалев П.И.



 Н. Контр.

Бакановская Л.Н



 Утверд.

Кузяков О.Н



ABSTRACT



Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиН

































	

	

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

6

БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



Выполнил

Склюев А.В.







Провер.



Ковалев П.И.

Н. Контр.

Бакановская Л.Н.

Утверд.

Кузяков О.Н.

СОДЕРЖАНИЕ

Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиНСОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………………………………..    7

        1 Описание объекта управления…............................................................................     8

             1.1 Характеристика организации, эксплуатирующей объект управления........................................................................................................     8	

             1.2 Cистемный анализ объекта управления……………………….…    9	

        2 Требования, предъявляемые к системе автоматизированного управления……………………………………………………………............    11

             2.1 Общие сведения……………………………..………………… ….  11	

             2.2 Требования к функциям АСУ…………………………………................... ..   15

             2.3 Требования к структуре АСУ……………………………………………….  15

             2.4 Требования к способам и средствам связи для информационного обмена между компонентами АСУ…………………...……………………   17

            2.5 Требования к способам и средствам связи для информационного обмена между компонентами системы………………………………..                           17

            2.6 Требования к способам и средствам связи для информационного обмена со смежными системам…………………………...                              17

            2.7 Требования к показателям назначения…………………...                           18

            2.8 Требования к метрологическому обеспечению………………...….        18

            2.9 Требования к контурам регулирования……………….                    19

            2.10 Требования к надёжности АСУ…………………………..                              22

        3 Пояснительная записка к проекту автоматизированной системы….      26

            3.1 Схема автоматизации………………………….…...…                              27

  





           3.2 Выбор датчиков…………………………….………                                 27

                    3.2.1. Характеристики датчиков……………………..                  27	

                  3.2.2. Датчик избыточного давления…………………...                               28

                  3.2.3. Сигнализатор уровня ультразвуковой………......                  30	

            3.3. Выбор исполнительных механизмо………...….                       32	

                  3.3.1 Блок ручного управления – БРУ-42…………………...         33 	

           3.4 Выбор контролера…………………………..…34

           3.5 Выбор модулей ввода-выво………………...37	

           3.6 Блок-схемы функционирования АСУ в различных режимах….39

           3.7 Оценка качества регулирования…………....40

                 3.7.1 Основные контуры регулирования……………..….40

           3.8 Оценка надёжности…………………...42

           3.9 Выбор среды разработки программного обеспечения…….…..43

           3.10 Проектирование программного обеспечения АСУ……..…46

           3.11 Проектирование интерфейса АРМ оператора………...49

Заключение.........................................................................................51

Список использованных источников……………………….52	

Приложение Б - Таблица КИПиА…………………...53	

Приложение В - Таблица RTU………….......……56	

Приложение Г - Таблица переменных в 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7

             БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗконтроллере……....57	

Приложение Е - НMI экраны…………………………....61	

Введение



          Выпускная квалификационная работа содержит описание и обоснование технических решений, принятых в процессе проектирования автоматизированной системы управления установкой подготовки нефти. В данной 

выпускной классификационной работе приведена схема автоматизации ЦПС. Дана краткая характеристика технологического оборудования и описание технологического процесса.

В результате проделанной работы была спроектирована SCADA 

система с использованием микропроцессорного контроллера SLC 5/03 и 

операторского интерфейса.

	Цель работы - проектирование системы автоматического управления работой установкой подготовки нефти,  улучшающей режим работы и 

	обеспечивающей передачу информации на верхний уровень, безопасную и безаварийную работу.





Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8

                БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



 Выполнил





Склюев А.В.

 



 Провер.



Ковалев П.И.



 Н. Контр.

Бакановская Л.Н.



 Утверд.

Кузяков О.Н.



Введение



Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиН



























Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

                БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



 Выполнил



Склюев А.В.





 Провер.



Ковалев П.И.



 Н. Контр.

Бакановская Л.Н.



 Утверд.

Кузяков О.Н.



Описание объекта управления

Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиН

         1 Описание объекта управления



     1.1 Характеристика организации, эксплуатирующей объект управления

        

         Центральный пункт сбора и подготовки нефти Общества с ограниченной Ответственностью «Западно-Малобалыкское» ЦПС ООО «ЗМБ» построен по рабочей документации во исполнение  инвестиционной программы ОАО НК «ЮКОС» по капитальному строительству.

Генеральный Заказчик  работ  ЗАО «Манойл» НК «ЮКОС».

Генеральный подрядчик проектно-строительных работ ООО «Северснабкомплектмонтаж».

Подрядчик строительных работ по технологии «Сибнефтькомплектмонтаж».

Проектная организация – ПТЦ ОАО «Сибнефтькомплектмонтаж».

		Вид строительства – новое;

		Наличие очередей строительства – 2; 

		Первая очередь – две технологические линии по 1 млн. тонн в год товарной нефти.

		Производительность установки подготовки нефти – 3 млн. тонн в год товарной нефти.

ООО «Западно-Малобалыкское» владеет лицензией на право пользования недрами Западно-Малобалыкского месторождения. Извлекаемые запасы нефти составляют 25 млн. тонн. [3].

Добыча нефти в  2006 году составила 2,615 млн. тонн. Состояние дел по выполнению лицензионных соглашений по Западно-Малобалыкскому 

месторождению находится на высоком уровне. Выполняются практически все лицензионные требования – объемы ГРР, уровни добычи нефти, 







обновление  проектных документов, подсчеты запасов и мониторинг 

экологического состояния окружающей среды.

ЦПС ООО «ЗМБ» п

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗредназначен для выполнения следующих операций:

прием и разделение продукции нефтяных скважин на сырую нефть, сырой газ и воду;

подготовка  и подача через магистральный трубопровод товарной нефти;

подготовка попутного нефтяного газа, его учет и подача на 

собственные нужды и в магистральный трубопровод;

компримирование газа горячей ступени сепарации и легких фракций нефти, собранных из резервуаров.

подготовка, замер и подача подтоварной (пластовой) воды на КНС для закачки ее в пласт (в систему ППД);

закачка химреагентов в сырье для получения товарной продукции, закачка реагентов  для защиты аппаратов, трубопроводов  от коррозии.

Количество технологических линий по подготовке товарной нефти при каждая по 1000 тыс.тонн в год (114 тонн в час).



Системный анализ объекта управления



         Установка подготовки нефти

	С площадки первой ступени сепаратора жидкость поступает на установку подготовки нефти, где осуществляются  следующие процессы.

	         После трехфазных сепараторов С1/1 - С1/4 нефть через нагреватель (печь ПТБ-5-40Э), где нагревается до температуры 60 оС, подается в 

	отстойники  ОН1/1 -ОН1/3.

	В отстойнике осуществляется отстой нефти до остаточного содержания воды до 3%. Объем отстойника - 100 м3  .

	          Печь ПТБ оборудована предохранительным клапаном, сигнализатором контроля пламени, системой распределения и контроля топливного газа, датчиками давления,  температуры и загазованности. Отстойники ОН1 - ОН3 оборудованы предохранительными клапанами, датчиками уровня и температуры, датчиками межфазового уровня, системой регулирования межфазового уровня. На каждом трубопроводе подготовленной нефти монтируется ручной пробоотборник – для отладки технологического  режима установки. 

	 Из отстойника нефть подается в сепаратор горячей сепарации (дегазатор) Д1/1 - Д1/3, где жидкость дегазируется при давлении 0,25…0,3МПа. Объем дегазатора V=50 м3. Из дегазатора  жидкость поступает в электродегидратор (ЭГ100-10 МБ), где происходит обезвоживание нефти до товарных показателей - ниже 1,0 % (массовая доля). Жидкость, поступающая в электродегидратор, обрабатывается полем высокого напряжения. Под воздействием этого поля эмульсия разрушается  и вода отстаивается в нижней части электродегидратора. В электродегидраторе контролируется давление, температура, межфазный уровень, верхний уровень. Контролируется сопротивление изоляции  между электродом электродегидратора  и корпусом (отсутствие пробоя через жидкость). На выходе товарной нефти из ЭГ100-10МБ  устанавливаются влагомеры товарной нефти. Назначение - распределение потока жидкости в товарный или сырьевой резервуары. Объем электродегидратора  ЭГ100-10 МБ - 100 м3 . 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



	После электродегидратора товарная  нефть поступает на концевую ступень сепарации (КСУ)  С3/1 - С3/3, где дегазируется при давлении до 0,005 МПа и под действием сил гравитации (Н = 16м)  перетекает в резервуар

	товарной нефти. Объем сепаратора КСУ V=100 м3, давление Рр= 0,005 МПа, Ру=0,6 МПа.





Требования, предъявляемы

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

             БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



 Выполнил



Склюев А.В.





 Провер.



Ковалев П.И.



 Н. Контр.

Бакановская Л.Н.



 Утверд.

Кузяков О.Н.



ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ



Лит.

Листов

65

УТСбзс-12-2, ИГиН

е к системе автоматизированногО управления



         2.1 Общие сведения



Исследоваимая АСУ ТП ЦПС должна быть интегрированной с возможностью подключения в свой состав специализированных функциональных подсистем, поставляемых в комплекте с технологическим оборудованием или разрабатываемых на последующих этапах строительства ЦПС.

В системе АСУ ТП ЦПС должна быть предусмотрена защита от ошибочных действий персонала по управлению оборудованием и несанкционированного изменения программного и алгоритмического обеспечения системы. Должна быть предусмотрена автоматическая регистрация событий, аварийных ситуаций смены состояний и действий персонала.

АСУ ТП ЦПС должна создаваться в виде открытой системы, с высокой степенью унификации проектных решений, предусматривающих возможность наращивания функциональных возможностей. Система АСУ ТП ЦПС должна строиться как трехуровневая, распределенная система в соответствии с технологической структурой объекта:

			нулевой уровень (уровень распределенного ввода-вывода),

			нижний уровень (уровень технологических контроллеров),

			верхний уровень (основной и дублирующий АРМ оператора, АРМ начальника ЦПС, АРМ диспетчера ЦПС).

Нулевой уровень системы – распределенные устройства сопряжения промышленного контроллера с объектами (приборы сигнализации, измерения, электрифицированные  исполнительные  механизмы),  должен  включать  





в  себя технические и программные средства, осуществляющие:

			 сбор сигналов аварийной сигнализации,

			 сбор сигналов состояния и положения запорной арматуры, насосных агрегатов,

			 измерения температуры, давления жидкости в трубопроводах и технологических объектах ЦПС,

			 измерения уровней взлива жидкости и раздела фаз в технологических емкостях и резервуарах,

			 выдачи    команд    управления    электрифицированными    задвижками и регулирующими клапанами.

Первый уровень АСУ ТП ЦПС – уровень технологических контроллеров. Для обеспечения высокой надежности системы управления должно быть   обеспечено резервирование технологических контроллеров. Один из контроллеров должен быть основным, другой – находиться в дежурном режиме и должен быть готов принять управление каналом удаленного ввода-вывода сигналов от технических средств нижнего уровня.

Второй (верхний) уровень АСУ ТП ЦПС должен быть реализован на IBM PC совместимых компьютерах АРМ оператора, диспетчера и специалистов ЦПС.

С целью обеспечения по

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

вышенной надежности системы сбора данных и оперативного диспетчерского управления АРМ оператора ЦПС должен состоять из двух IBM PC совместимых компьютеров: основного и дежурного. Оператор ЦПС, при сбое в работе основного компьютера, должен иметь возможность немедленно переключиться на управление технологическими объектами ЦПС с дежурного компьютера без потери текущей технологической информации.

Технические и программные средства верхнего уровня АСУ ТП ЦПС должны обеспечить:

			 прием информации о контрол

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

ируемых технологических параметрах от контроллеров первого уровня АСУ ТП ЦПС;

			 сохранение принятой информации в архивах;

			 представление хода технологических процессов ЦПС в виде     мнемосхем на экранах автоматизированных рабочих мест АСУ ТП с указанием текущих значений технологических параметров;

			 прием команд оператора и передача их в адрес технологических контроллеров первого (нижнего) уровня;

			 регистрация событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями оператора;

			 оповещение оператора станции об обнаруженных аварийных событиях с регистрацией событий и действий оператора в журнале аварий;

			 формирование отчетных документов на основе архивной информации.

Функциональная структура должна представлять собой ряд взаимосвязанных подсистем, классифицируемых по исполняемым функциям:

			 контроля состояния и положения задвижек с электроприводом;

			 контроля состояния и положения регулирующих клапанов;

			 контроля аварийных уровней жидкости в технологических емкостях ЦПС; 

			 управления  электрифицированными задвижками;

			 управления регулирующими клапанами;  

			 регулирования уровней взлива жидкости и раздела фаз во входных сепараторах;

			 регулирования давления газа в газосепараторах, во входных сепараторах;

			 измерения температуры жидкости во входных сепараторах С1/3 и С1/4;

			 измерения уровней взлива жидкости и раздела фаз в технологических емкостях;

			 измерения расходов жидкости

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

 по трубопроводам, проложенным в блоках арматурных на площадке входных сепараторов.

	АСУТП центрального пункта сбора (ЦПС) предназначена для автоматизированного контроля и управления технологическими процессами сбора, подготовки нефти, газа и подтоварной воды.

	Автоматизированная система управления технологическими процессами ЦПС предназначена для выполнения следующих функций:

	контроль параметров технологического процесса подготовки нефти;

	управление основным технологическим оборудованием, входящим в состав ЦПС;

	решение задач автоматического регулирования, аварийной защиты;

	визуализация хода технологического процесса станции с отображением текущих значений;

	выдача    предупреждающих   и    аварийных    сообщений       посредством персонального компьютера;

	обмен по каналам передачи предприятия технологической информацией между АСУ ТП ЦПС и системой управления удаленным узлом учета нефти.

	Системой предусматривается возможность вмешательства оператора ЦПС в ход технологического процесса (открытие/закрытие электрозадвижек, переопределение уставок для регуляторов) путем подачи команд с автоматизированного рабочего места оператора-технолога, организованного на базе персонального компьютера.



       

         2.2 Требования к функциям АСУ



         Система АСУ ТП ЦПС создается с целью:

Комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав ЦПС;

Создания на базе АСУ ТП малолюдной и безлюдной технологий и получение плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах;

Создания автоматизированной системы контроля, регулирования, противоаварийной защиты, сбора, передачи и обработки информации, построенной по многоуровневому распределенному принципу с использованием программируемых контроллеров, персональных компьютеров, а также средств связи и передачи информации;

Повышения надежности и безопасности (в том числе экологической) работы всех технологических комплексов и предотвращения аварийных ситуаций;

Осуществления контроля и учета материальных и энергетических ресурсов;

формирования    оперативных    сводок    и    отчетных    документов    о    ходе технологического процесса ЦПС. 



     2.3 Требования к структуре АСУ



Технические требования к

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

 САУ в целом можно разделить на три подраздела: функциональные, конструктивные требования и требования к надёжности системы.

По функциональным требованиям всю САУ необходимо подразделить на две части, на верхний и нижний уровень. Нижний уровень отвечает строго за работу локальных систем автоматизации. Данные задачи в настоящее время возлагаются на контроллеры, датчики и исполнительные механизмы и его принято называть контроллерным уровнем.

Верхний уровень необходим для координации работы всех подсистем автоматизации и большинство задач здесь решаются операторами, которым с контроллерного уровня поступает информация о ходе протекания технологического процесса. Основная задача операторов - это наблюдение за ходом протекания процесса, т.е. его диспетчеризация. Поэтому верхний уровень САУ принято называть диспетчерским.

САУ должна обрабатывать информацию и осуществлять управление в темпе протекания технологического процесса. Система должна разрабатываться распределённой по функциям и территориально.

Система должна включать в себя два уровня (подсистемы):

- контроллерный уровень (управляющий);

- верхний уровень (информационно- вычислительный).

Назначение управляющей подсистемы - реализация функций измерения, дистанционного управления, технологических защит и блокировок, автоматического регулирования, функционально-группового управления, связи с подсистемой верхнего уровня. Подсистему образуют контроллеры, датчики, исполнительные механизмы, п

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

реобразователи, на которых осуществляется управление функциональными технологическими узлами (аппаратами, агрегатами и т.д.).

Назначение подсистемы верхнего уровня - реализация функций информационно-вычислительных (включая интерфейс оператора, диспетчера), сервисных (обеспечивающих работоспособность системы), связи с подсистемой нижнего уровня и другими станциями для неоперативного персонала. В подсистему верхнего уровня входят рабочие станции для АРМ, а также серверы баз данных и приложений. На этих средствах реализуются функции интерфейса оперативного персонала и обслуживающего систему персонала (инженер САУ).



         2.4 Требования к способам и средствам связи для информационного                                    обмена между компонентами АСУ



Должна обеспечиваться работа в двух режимах:

сетевой режим взаимодействия;

автономный.



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



Информационный обмен между подсистемами должен осуществляться через единое информационное пространство и посредством использования стандартизированных протоколов и форматов обмена данными.

Все компоненты подсистем АСУ должны функционировать в пределах единого логического пространс

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

тва, обеспеченного интегрированными средствами серверов данных и серверов приложений.



          2.6 Требования к способам и средствам связи для информационного  обмена со смежными системами



Программное обеспечение системы должно обеспечивать интеграцию и совместимость на информационном уровне с другими системами. Информационная совместимость должна обеспечивается, на уровне экспорта-импорта XML-документов.

Требования к составу данных и режимам информационного обмена между подсистемами АСУ и системами, эксплуатирующимися на объекте автоматизации, определяются в общем регламенте взаимодействия.

Необходимыми условиями, налагаемыми на архитектуру взаимодействия, являются:

согласованность с разработанными регламентами использования системы;

использование открытых форматов обмена при организации взаимодействия между подсистемами АСУ и системами, эксплуатирующимися на объекте автоматизации.



          2.7 Требования к показателям назначения



Целевое назначение системы должно сохраняться на протяжении всего срока эксплуатации АСУ. Срок эксплуатации АСУ определяется сроком устойчивой работы аппаратных средств вычислительных комплексов, своевременным проведением работ по замене (обновлению) аппаратных средств, по сопровождению программного обеспечения системы и его модернизации.

Время выполнения запросов информации в АСУ определяется на стадии проектирования системы.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ



Специальные требования к вероятностно-временным характеристикам, при которых сохраняется целевое назначение АСУ, определяются соответствующими требованиями к прикладным системам.

Прочие показатели назначения АСУ разрабатываются после проведения предпроектного обследования.



          2.8 Требования к метрологическому обеспечению



Для узла измерения давления нефти использовать расходомеры на базе диафрагм. Основная относительная погрешность измерения расходомера должна составлять не более 1%.

Основная относительная погрешность датчиков температуры, вибрации, сигнализаторов должна составлять не более 0,2%.

Для узла измерения уровня нефти в резервуаре использовать радарный уровнемер. Основная погрешность измерения уровня должна составлять не более 0,125%.

         2.9 Требования к контурам регулирования



По режимам работы функции делятся на:

- оперативные функции, которые связаны с текущим управлением, сбором, предоставлением информации и диагностикой в темпе протекания  технологического процесса;

- неоперативные функции, которые связаны с жестко реальным временем и заключается в обработке, хранении, передаче и представлении информации, используемой в неоперативном управлении, планировании, обслуживании, ремонте и т. д.



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

          Технологические защиты и блокировки

Технологические защиты должны обеспечить автоматическое выполнение операций по останову или изменению режима работы объекта управления при недопустимом отклонении от нормы параметров технологического процесса или аварийном отключении оборудования с целью предотвращения повреждения аппарата (агрегата) и развития аварии.

Защиты не должны препятствовать работе оборудования в режимах пуска или останова объекта управления. На этих этапах должно обеспечиваться отключение технологических защит, мешающих пуску или останову.

Срабатывание технологических защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией. Отключение сигнализации о срабатывании защиты выполняется оперативным персоналом.

Технологические блокировки предназначены для формирования и подачи команд и запретов на исполнительные механизмы или схемы управления в соответствии с технологическими условиями.

          Дистанционное управление

Дистанционное управление должно выполнять следующие функции:

	- управление запорной и регулирующей арматурой и механизмами;

	- управление автоматическими регуляторами;

	-дублирование действий технологических защит, блокировок и
регуляторов при отказах соответствующих функций систем управления.

Основнымсредством  дистанционногоуправленияоборудованиеми подсистемами САУ являются манипуляторы типа «мышь» из состава АРМ

	оператора (диспетчера), с помощью которых осуществляются все виды диспетчерского управления объектами. 

           Автоматическое регулирование

Для каждой САР должны быть предусмотрены:

	- контроль положения регул

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21

            БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗ

ирующего органа или значения выходного сигнала;

	- возможность безударного переключения в режим автоматического регулирования;

	- возможность изменения задания в оперативном режиме;

	- сигнализация отключения питания исполнительных механизмов;

	- для некоторых автоматических регуляторов может быть предусмотрено наличие автоподстроек при изменении нагрузки;

	- автоматическое отключение регуляторов, при согласованных с заказчиком алгоритмов условиях (например, при замене неисправного модуля без снятия напряжения с контроллера);

	- контроль крайних положений регулирующего органа или ограничений исполнительной схемы;

- вывод информации о работе контура регулирования и положении исполнительного органа на дисплей.

          Требования к технической реализации САУ

Весь ПТК системы должен быть выполнен на базе микропроцессорных технических средств, надёжность которых удовлетворяет требованиям к надежности технологических защит, (реализация технологических защит является задачей высшего приоритета). При этом средства, на которых реализуются технологические защи

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

             БР.27.03.04.88/395-а.03.09.2015.ПЗты объекта, должны быть полностью дублированы. Такая реализация системы обеспечит унификацию решений и повышение надёжности системы в целом. Для сохранения информации в базах данных и контроллерах в систему необходимо включать источники бесперебойного питания (ИБП). 

Все подсистемы АСУТП должны допускать определенную степень модернизации, развития и наращивания в части технологического оборудования. В каждом отдельном контроллере должен быть предусмотрен резерв незадействованных каналов ввода/вывода 5% и свободных позиций для установки дополнительных модулей ввода/вывода 10%. Программируемые средства должны иметь запас по производительности, допускающий увеличение на 20 % всех видов входной информации и на 20 % - количество функций обработки без установки дополнительных контроллеров.

Скоростные характеристики сетей передачи данных и применяемые системы управления базами данных должны позволять увеличивать соответствующее количество данных с сохранением установленных параметров

быстродействия обработки, передачи, отображения и регистрации информации, передачи сигналов и управляющих воздействий.

Программно-технический комплекс должен создаваться как восстанавливаемая и ремонтопригодная система, рассчитанная на длительное функционирование в непрерывно-дискретном режиме. Срок службы базовых элементов ПТК должен быть не менее 10 лет. Срок службы заменяемых узлов – не менее 3 лет. Должна иметься возможность продления срока службы ПТК путем замены отслуживших элементов новыми.

В системе должна предусматриваться функциональная реконфигурация по технологическим алгоритмам. Степень реконфигурирования при изменении технологических процессов и методов управления определяется полнотой изначально закладываемого комплекса возможных режимов функционирования, управляющих параметров, уставок, методов обработки информации, методов регулирования и т. д.

В САУ должны быть предусмотрены возможности для автоматической диагностики программных и технических средств системы, предоставления информации об отказах и передачи структурных воздействий на другие задачи для блокирования ложной информации; возможности для первоначального и последующего конфигурирования ПТК, для проведения в регламентируемых пределах отключения/подключения, проверки и замены элементов ПТК, для изменения уставок и констант управления и обработки информации, для имитации сигналов, автоматизированной калибровки измерительных каналов, для модификации прикладного программного обеспечения; для организации санкционированного доступа в среду системы.



         2.10 Требования к надёжности АСУ



Показатели надёжности

Время восстановления работоспособности прикладного ПО АСУ при люб.......................