35493

Автоматизированные системы управления (АСУ)

Шпаргалка

Информатика, кибернетика и программирование

Основные компоненты АСУ ТП предназначена для выработки и реализации управляющего воздействия на ТОУ и представляют собой человекомашинную систему обеспечивающую автоматизированный сбор и обработку информации необходимой для оптимизации управления объектом в соответствии с принятым критерием. Основные компоненты: КТС – комплекс технических средств; СПО – системное программное обеспечение; ФАУ – функциональные алгоритмы управления. Информационное обеспечение информация характеризующая состояние системы управления системы классификации и...

Русский

2013-09-15

784 KB

153 чел.

1. Состав АСУ ТП. Основные компоненты

АСУ ТП предназначена для выработки и реализации управляющего воздействия на ТОУ и представляют собой человеко-машинную систему, обеспечивающую автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления объектом в соответствии с принятым критерием.

Основные компоненты:

КТС – комплекс технических средств;

СПО – системное программное обеспечение;

ФАУ – функциональные алгоритмы управления.

В свою очередь КТС и СПО образуют программно-технический комплекс (ПТК).

ПТК и ФАУ образуют АСУТП.

ТОУ – совокупность технологического оборудования и реализованного на нем по соответствующим инструкциям и регламентам технологического процесса производства.

Совместно функционирующего ТОУ + управляющая им АСУТП образуют АТК (автоматизированный технологический комплекс).

АСУТП состоит из следующих обеспечивающих систем:

1. Техническое обеспечение (вычислительные и управляющие устройства, средства получения информации, т.е. датчики, средства преобразования, хранения, отображения и регистрации информации, устройства передачи сигналов и ИУ);

2. Программное обеспечение (совокупность программ, необходимых для реализации функций АСУТП и обеспечения заданного функционирования КТС);

3. Информационное обеспечение (информация, характеризующая состояние системы управления, системы классификации и кодирования технологической и технико-экономической информации, массивы данных и документы, необходимых для выполнения АСУ ТП);

4. Организационное обеспечение (совокупность описаний функциональных, технических и организационных структур, инструкции для оперативного персонала);

5. Оперативный персонал (технологи-операторы, осуществляющие контроль за управлением системы);

6. Эксплуатационный персонал (персонал, обеспечивающий эксплуатацию системы)

Разработка ПО проводится на основе математического обеспечения, которое в состав АСУ ТП не входит. При функционировании АСУ ТП происходит целенаправленное преобразование информации в выходную, выполняемое совместно 2-мя компонентами: техническим обеспечением и оперативным персоналом. Они собирают входную информацию от объекта, обрабатывают и анализируют ее, а затем принимают решения по управлению и реализуют их, формируя управляющее воздействие на объект, поэтому оперативный персонал и техническое обеспечение - главные компоненты АСУ ТП.  Для их правильного функционирования они обеспечиваются правилами  и  инструкциями. Для операторов - это документы организационного обеспечения, а для ТО - программы и алгоритмы работ. Под ТО АСУ ТП понимают комплекс технических средств (КТС), предназначены для функционирования АСУ ТП.


2. Локальные системы контроля, регулирования и управления (ЛСКР и У)

Локальные системы контроля, регулирования и управления эффективны при автоматизации технологически независимых объектов  с компактным расположением оборудования и несложными целями управления (стабилизация, программное управление)

ЛПР - лицо, принимающее решение, оператор.

УСО - устройство связи с оператором (состоит из измерительных, сигнализирующих и регистрирующих приборов).

Локальные регуляторы могут быть: аналоговыми, цифровыми, одно или многоканальными. Наличие человека-оператора (ЛПР) в системе позволяет использовать эту структуру на объектах с невысоким уровнем механизации и надежностью технолог оборудования, осуществляет общий контроль за ходом ТП и ручного управления (РУ). 

Структура ЛСКРиУ  содержит

- датчики измеряемых переменных (Д) на выходе ТОУ;

- автоматические регуляторы;

- ИУ, передающие команды управления (в том числе и от ЛПР в режиме ручного управления) на регулирующие органы ТОУ.


3. Централизованные системы контроля, регулирования и управления
(ЦСКР и У)

Появление таких СУ связано с увеличением числа контролируемых и регулируемых параметров с территориальной рассредоточенностью ТОУ. Для ЦСКРиУ характерны дистанционный контроль, регулирование и управление, что позволило территориально отделить наблюдение и управление за ТП от ТОУ.

Автоматические и автоматизированные ЦСКРиУ предназначены для сбора и обработки данных об объекте управления и выработки на основе их анализа в соответствии с целями системы управляющих воздействий. Первоначально в данной системе на центральном пульте управления применялись одноточечные измерительные и регистрирующие приборы и одноканальные регуляторы. В дальнейшем для сокращения числа необходимого оборудования и линий связи стали применять многоканальные средства контроля и регулирования.

В многоканальных системах некоторые функциональные устройства являются общими для всех каналов системы и с помощью коммутаторов и распределительных каналов (КК и РК) подключенных к индивидуальным устройствам канала, образуя замкнутый контур управления. В СУ  ТП используется многоканальный вторичный преобразователь (МВП), автоматические контрольно-измерительные и регистрирующие приборы (МКИП), многоканальные регулирующие устройства (МРУ), многоканальные устройства логико-командного управления (МЛКУ), задающее устройство (ЗУ).

Функции ЛПР: оценка функционирования ЦСКРиУ и формирование оптимального управления путем изменения уставок в ЗУ.


4. Структура распределенных АСУ ТП. Типовой состав т с АСУ ТП.

Особенности радиальной структуры: Существует отдельные линии,  которые объединяют центральную подсистему (ЦП). Каждая подсистема имеет: 1) устройство сопряжения (УС) с локальными системами автоматики (ЛА); 2) центральное устройство связи (УСЦ) с модулями УС по числу линий.

От производительности вычислительных устройств ЦП зависит скорость обмена данными. Надежность подсистемы зависит от  надежности технических средств ЦП. При выходе из строя ЦП происходит разрушение подсистемы обмена. В подсистемах реализуются функции контроля, регулирования, управления, а ЦП  - координирующая ЭВМ: управляет ТП в целом, осуществляет оптимизацию задачи управления, вычисляет технико-экономические показатели.

Кольцевая структура состоит из локальных подсистем (ЛПС), которая имеет свою микро-ЭВМ и центральную подсистему (ЦПС) с ЭВМ более высокой мощности. ЛПС осуществляет:1.Автономное регулирование, управление и контроль работы. 2.Обмен данными с ЦП и с соседними подсистемами. ЦПС осуществляет: оперативное управление и оптимизацию; распределяет вычислительные задачи м/у отдельными подсистемами, поэтому при выходе из строя какого-либо элемента системы его функции полностью или частично распределяются м/у другими микро-ЭВМ.

Магистральная структура состоит из тех же элементов, что и кольцевая, но подсистемы соединены линейно. Данные передаются  по одной линии связи, поэтому по надежности линии передачи данных является наиболее слабым местом.

Типовой состав техн средств АСУТП:

К общей шине 1-го уровня подключаются аппаратные и програмно-аппаратные средства. Аппаратные средства:  датчики, ИУ, регулятор; блок программно-задающего устройства; модуль логико-командного управления; модуль представления данных, регистрации, выработки и выдачи управляющего воздействия.  Программно-аппаратные средства: блок многоконтурного регулирования (АЦП, ЦАП); блок многоканального сбора, обработки данных и контроля функционирования; программно микропроцессорные контроллеры. К общей шине 2-го уровня - программные на базе микроЭВМ и общесистемные средства. Общесистемные средства: адаптеры связи; блок подключения шин; блок общей памяти; пульт оператора технолога. И на 3-ем уровне  к общей шине подключаются программные средства (ЭВМ, ЕС ЭВМ). Связь м/у вершинами осуществляется с помощью канала связи (коаксиальный или оптоволоконный кабель).

5. Автоматизация нефтяных скважин: фонтанных; скважин с ЭЦН, скважин с ШГН.

На нефтяных промыслах в зависимости от пластового давления добыча нефти может осуществляться фонтанным, газлифтным способами, с помощью скважинных насосов (ШГН, ЭЦН).  Задача автоматизации: автоматическая защита оборудования в аварийных случаях,  контроль технологического режима и состояния оборудования. Независимо от способа добычи скважины оснащены средствами местного контроля давления на выкидной линии и затрубном пространстве.

Автоматизация фонтанной скважины (подъем продукции за счет пластовой энергии). Заключается в автоматическом перекрытие выкидной линии отсекателем,  при превышении давления на 0,5 МПа (из-за образования парафиновой пробки) и внезапного понижения давления до 0,15 МПа (например, при порыве трубопровода).

Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом. Заключается в автоматическом отключение электродвигателя погружного насоса при аварийных случаях; пуск и остановку по команде с групповой установки и  при перерывах подачи электроэнергии самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.

Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом. Заключается в автоматическом управление электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки после перерыва в подаче электроэнергией.

Обьем контроля и управления (ШГН и ЭЦН):    1) измерение дебита по жидкости – на щите; 2) включение и отключение насоса – по месту и на щите; 3) измерение давления выкидной линии – по месту; сигнализация предельных отклонений давления – на щите; 5) защита установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения давления – по месту; 6) защита от перегрузок недопустимых отклонений напряжения, короткого замыкания – по месту: 7) индивидуальный самозапуск установки после перерывов в работе – по месту; 8) контроль состояния, работает или не работает – на щите; 9) сигнализация понижения давления на приеме насоса и повышение температуры электродвигателя – на щите (только ЭЦН); 10) сигнализация предельных значений тока и напряжения - на щите (только ЭЦН).

6. Автоматизированные ГЗУ «Спутник», АГЗУ «Дельта».

Автоматизированные ГЗУ «Спутник» предназначены для измерения дебита каждой в отдельности из подключенных к ней групповых нефтяных скважин. Производительность скважины является наиболее информативным параметром. Значение этого параметра позволяет оценить:

- степень приближения реального режима эксплуатации к оптимальному

- состояние оборудования

- состояние призабойной зоны в скважине

“Спутник-Б” имеет следующие функциональные узлы:

1. Блок переключения - по заданной программе подключает каждую скважину к измерительному блоку;

2. Измерительный блок -  измеряет дебит каждой скважины. Состоит из сепаратора и дебитомера;

3. Блок автоматики и управления -  управляет переключением скважин, следит за работой измерительного устройства и осуществляет ПАЗ.

Автоматизированные групповые измерительные установки предназначены для измерения дебита подключенные в отдельности к ней группы нефтяных скважин. Существуют следующие типы групповых измерительных установок “Спутник-А”, “Спутник-Б” и “Спутник-ВМР”.

Автоматизированная установка “Спутник-Б” более совершенен и предназначена не только для измерения дебита, но и для определения содержания воды и газа в нефти.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Групповые замерные установки ГЗУ-Дельта предназначены для непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) одновременно во всех подключенных скважинах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их дебиту.

Область применения установок - системы сбора продукции скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.


7. Теоретические основы автоматического управления процессом бурения.

Процесс бурения скважин характеризуется независимыми и зависимыми параметрами. К независимым относятся: осевая нагрузка на долото, расход промывочной жидкости, частота его вращения. От этих параметров зависят вращающий момент и скорость проходки это зависимые параметры. Задача автоматизации процесса бурения заключается в автоматическом изменении независимых параметров. При этом режим бурения должен обеспечивать максимальную скорость проходки, это получается рациональным сочетанием нагрузки на долото, его частоты вращения и расхода промывочной жидкости.

При ручном управлении нагрузка на долото регулируется изменением подачи бурильного инструмента с помощью тормозного устройства лебедки.

Бурильщик, наблюдая за показаниями прибора при отклонении нагрузки на долото, перемещает на расстояние S рукоятку тормоза лебедки для того чтобы привести ее к заданному значению. В этом случае изменяется усилие F, а также изменяется подача инструмента и осевая нагрузка на долото. С уменьшением тормозного усилия увеличивается подача  и осевая нагрузка на долото и наоборот. Т.о., роль бурильщика сводится к перемещению рукоятки управления тормозом лебедки. Если вместо бурильщика в схему включить исполнительный механизм (привод), управление можно осуществить автоматически. Привод управляется первичным преобразователем и воздействует на тормоз буровой лебедки. Схема будет иметь вид: Обратная связь в  замкнутой системе осуществляется первичным преобразователем.

Для управления приводом входной величиной служит сигнал, который соответствует нагрузке на долото. В большинстве случаев мощность сигнала первичного преобразователя может быть недостаточным для управления приводом, поэтому в схему вводят промежуточное звено-усилитель. Так же в  схеме предусмотрены блок сравнения и задатчик. С помощью задатчика устанавливают значение нагрузки на долото, которая автоматически поддерживаться регулятором подачи. Блок сравнения осуществляет выработку управляющего сигнала, который пропорционален разнице между существующей и заданной нагрузками на долото. Преимущества:  более плавная подача долота, увеличивается скорость проходки, уменьшается износ долота.

8. Автоматизация коммерческого узла учета нефти (КУУН).

Узлы учета нефти предназначены для коммерческого учета нефти на установках подготовки нефти и магистральных нефтепроводах. Узел учета обеспечивает автоматическое измерение, индикацию, регистрацию объема, параметров качества нефти и массы,  и отбора пробы по заданному алгоритму управления при коммерческих операциях учета тов. нефти м/у поставщиками и потребителями.

Технологическая схема обеспечивает: 1. Контроль рабочего и резервного счетчика;

2. Поверку рабочего, резервного и контрольного счетчиков по методическим указаниям; 3. Автоматический отбор пробы нефти; 4. Контроль герметичности систем управления. 

5. Определение кол-ва нефти;

КУУН состоит из узел учета нефти (УУН), блока контроля качества (БКК), блока обработки информации (БОИ)

УУН обеспечивает измерение расхода с помощью турбинного преобразователя расхода, а так же возможность подключения трубопоршневой поверочной установки (ТПУ). БКК предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, давлению, температуры перекачиваемой нефти, вязкости, обводнености, автоматический отбор пробы. БОИ обеспечивает сбор и обработку информации со всех первичных преобразователей расхода, давления, плотности, вязкости, температуры, и влагосодержания. БОИ так же принимает и обрабатывает, сигналы импульсной и цифровой формы; обеспечивает постоянный контроль метрологических характеристик; и обеспечивает передачу всех собранных и рассчитанных параметров в информационную сеть.

Технические средства обеспечивают:

1. Измерение температуры:

- на выходе УУН (местное, дистанционное),

- на входе и выходе передвижной ТПУ.

- в блоке контроля качества, (местное, дистанционное),

Для дистанционного измерения температуры используются датчики с аналоговым сигналом 4-20мА. Для местного используют стеклянно-ртутные термометры.

2. Измерения давления:

- на выходе УУН (местное, дистанционное),

- на входе и выходе передвижной ТПУ.

- в блоке контроля качества, (местное, дистанционное),

Для дистанционного измерения давления используются датчики с аналоговым сигналом 4-20мА. Для местного используют манометры. Дистанционное измерение перепада давления используются датчики дифференциального давления с аналоговым сигналом 4-20мА.

3. Дистанционное измерение перепада давления на входе и выходе установки учета нефти. 4. Дистанционное измерения расхода нефти на измерительных линиях.

5. Дистанционное измерение плотности нефти в блоке контроля качества плотномером.

6. Дистанционное измерению вязкости, с постоянной корректировкой в блоке обработки информации 7. Дистанционное измерения содержания воды.

Средства контроля и автоматизации на узлах учета нефти обеспечивают: 

1. Автоматический отбор пробы нефти. 2. Автоматический контроль загазованности.

3. Автоматическое поддержание t воздуха в помещение БКК. 4. Пожарную сигнализацию. 5. Автоматическое измерение и регулирование параметров. 6. Визуальный контроль температуры и давления нефти по месту. 7. Автоматическая коррекция коэффициента преобразования по вязкости.


9. Автоматизация объектов поддержания пластового давления (ППД).

Основным наиболее распространенным и эффективным методом ППД является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее собой закачку воды в пласты через специальные нагнетательные скважины находятся либо за контуром нефтеносности, либо внутри контура – между эксплуатационными скважинами. Система ППД включает:

 - водозаборы, предназначены для обеспечения технологической жидкостью объектов системы ППД. Наиб. распр. подрусловые водозаборы и водозаборы открытых водоемов.

 - водоподъемы – это насосные станции, предназначенные для подачи технологической жидкости от водоводов к КНС.

 - КНС предназначены для создания необходимого напора закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Кол-во насосн. агрегатов на КНС 1-4.

 - водораспределительные батареи предназначены для распределения и учета закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. ВРБ могут устанавливаться непосредственно на КНС или в любом месте сети напорных трубопроводов. Технологическая жидкость с ВРБ может закачиваться непосредственно в нагнетательную скважину, либо на след. ВРБ.

    Автоматическая КНС. Каждая КНС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлена распределительная гребенка, находятся под высоким давлением и обслуживающего персонала.

      В состав технологического оборудования КНС входит: 1) насосные агрегаты типа ЦНС; 2) блочные гребенки 1, 2 на КНС, кол-во водоводов на одной гребенки до 8; 3)дренажная система; 4)вентиляторы, электр. отопители; 5)каждый насосный агрегат имеет раздельную систему смазки для насоса (маслобак, маслонасос, маслоохладитель).

     Вода с очистных сооружений поступает на приём насосных агрегатов под Р=0,3-3 МПа и через распределительную гребенку подается нагнетательную скважину. В случае порыва в нагнетательном водоводе возникает необходимость его оперативного отключения и подключения на сбросовую линию, что даёт возможность выравнивания давления. Кроме того, в дренажную емкость сбрасывается, и та вода, которая проходит через сальниковые уплотнители насосных агрегатов. По мере заполнения емкости происходит откачка этой воды насосным агрегатом на приём той же КНС, т.о. потери воды сводятся к минимуму.

    Объем контроля и управления КНС

     I) На насосных агрегатах: 1) дистанционное и местное управление насосными агрегатами; 2) аварийный останов насосных агрегатов; 3) измерение Р масла в маслолинии; 4) контроль уровня масла в маслобаке; 5) контроль вибрации подшипников насоса и э/д; 6) измерение Р на приеме и выкиде насоса; 7) контроль утечек через сальниковые уплотнения; 8) измерение тока э/д каждого насос-го агрегата; 9) измерение расхода воды по каждому насосному агрегату; 10) сигнализация предельных отклонений Р на приеме и выкиде; 11) технолог. защита при превышении t подшипников э/д и насоса, падение Р в маслосистеме, аварийное отклонение Р на выкиде, недопустимые утечки через сальниковые уплотнения, повышение вибрации подшипников насоса и э/д, повышение загазованности внутри насосной  станции и пожаре; 12) электрозащиты электропривода насосных агрегатов от перегруза, к.з., недопустимых снижений напряжения в сети; 13) управление задвижками с электроприводами, сигнализация конечных положений задвижек; 14) управление маслонасосом и телесигнализация состояния маслонасоса; 15) сигнализация срабатывания защит с расшифровкой причин.

    II) На дренажной емкости: 1) контроль уровня жидкости; 2) автоматическое управление откачкой жидкости по уровню в емкости; 3) при аварийном уровне в емкости; 4) сигнализация состояния погружного насоса.  

    III) На водораспределительном блоке: 1)измерение расхода воды в нагнетательной линии; 2)измерение вход-го Р в водораспределительном блоке, сигнализация предельных отклонений; 3) контроль загазованности в технологических помещениях.

10. Автоматизированные сепарационные установки.

Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на ГЗУ поступает в СУ, где нефть отделяется от газа и частично от воды.

В случае превышения давления в емкости предусмотрен предохранительный клапан 2. Схема автоматизации СУ обеспечивает авт. регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическую защиту установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передачу аварийных сигналов на ДП.

Газонефтяная смесь после ГЗУ поступает в гидроциклонный сепаратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. В случае превышения допустимого значения предусмотрен предохранительный клапан 2.

Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9. Регуляторы получают управляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 уровня подаст электрический сигнал на соленоидный клапан 14, который направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопривод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку.

В случае аварийного превышения давления импульс от электроконтактного манометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтяной смеси на установку прекратится.

11. Работа измерительного сепаратора.

Газонефтяная смесь по трубе 1 поступает в сепаратор 2. Пусть в начальный момент жидкость в сепараторе находится на уровне hн. Газовый клапан 4 открыт, и газ, выделившийся в сепараторе, по газовой линии 3 поступает в выкидной коллектор 6. 

Жидкость из-за наличия гпдрозатвора 7 не поступает в выкидной коллектор 6, а накапливается в сепараторе 2. Происходит цикл наполнения. При достижении уровня hв. поплавок 9 регулятора закрывает газовый клапан 4, давление газа в сепараторе увеличивается вследствие поступающего с жидкостью газа и жидкость из сепаратора проходит через трубу 8 и продавливается через счетчик 5. При снижении уровня жидкости до hн. открывается газовый клапан и цикл слива прекращается.


12. Объем контроля и управления на объектах ДНС.

ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после БЁ направляется в газосборную систему.

Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Блок сепарации: 1. Измерение давления в емкости манометром МП–4;

2. Сигнализируется предел значений давлений; 3. Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки; 4. Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости (УС 1500, Сапфир); 5. Сигнализируется верхний и нижний аварийных уровней сигнализатором типа СУ. 

Блок насосов: 1. Автоматическое регулирование давлений и уровня в БЁ (датчик давлений МИДА); 2. Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в БЁ при период откачке; 3. Автоматическое включение резервного НА; 4. Контроль темп подшипников НА и двигателя; 5. Защита эл. привода НА от перегрузок и КЗ, недопустимых снижения напряжения в сети; 6. Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их  при аварийном снижении давлений в напор ТП; 7. Измерение тока ЭД и напряжение каждого НА; 8. Автоматическая защита НА при превышение t подшипников двигателя и насосов (датчик ТСМ), аварийное снижение уровня жидкости в емкостях перед насосами, недопустимых утечках ч/з сальниковые уплотнения; 9. Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении; 10. Сигнализация на ДП сигнала о срабатывание защит с расшифрованием причин;

Блок дренажной емкости: 1. Автоматический контроль уровня жидкости в емкости;                2. Автоматическое управление погружение насосом по уровню в емкости; 3. Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной

По общестанционарным параметрам ДНС: 1. Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС; 2. Сигнализация предельных значений давлений на выходе ДНС; 3. Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом; 4. Автоматическое управление вентиляцией; 5. Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности; 6. Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов; 7. Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС


13. Регламентирующие документы по созданию АСУ ТП. Системы ПАЗ.

Согласно ГОСТ 34.601-90 «Автоматизированные системы. Стадии создания», процесс создания АСУТП представляет собой совокупность упорядоченных во времени, взаимосвязанных, объединенных в стадии и этапы работ, выполнение которых необходимо и достаточно для создания системы, соответствующей заданным требованиям.

Стадия «Формирование требований к АСУТП»:

  •  Обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУТП;
  •  Формирование требований заказчика к АСУТП;
  •  Оформление отчета о выполненной работе, и заявки на разработку АСУТП.

Стадия «Разработка концепций АСУТП»:

  •  Изучение объекта автоматизации;
  •  Проведение необходимых научно-исследовательских работ;
  •  Разработка вариантов концепции АСУТП и выбор варианта концепции АСУТП в соответствии с требованиями заказчика.

Стадия «Техническое задание»:

  •  Разработка и утверждение технического задания на создание АСУТП.

Стадия «Эскизный проект»:

  •  Разработка предварительных проектных решений по системе и ее частям;
  •  Разработка документации на АСУТП и ее части.

Стадия «Технический проект»:

  •  Разработка проектных решений по системе и ее частям;
  •  Разработка документации на АСУТП и ее части;
  •  Разработка и оформление документации на поставку.

Стадия «Рабочий проект (Проектная документация)»:

  •  Разработка рабочей документации на АСУТП и ее части;
  •  Разработка и конфигурация программного обеспечения.

Стадия «Ввод в действие»:

  •  Подготовка объекта автоматизации к вводу АСУТП в действие;
  •  Подготовка персонала; Пусконаладочные работы; Строительно-монтажные работы;
  •  Комплектация АСУТП поставляемыми изделиями (ПТК, информац изделия);
  •  Проведение предварительных испытаний; Проведение опытной эксплуатации;
  •  Проведение приемочных испытаний.

Стадия «Сопровождение АСУТП»:

  •  Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами;
  •  Послегарантийное обслуживание.

Согласно ГОСТ допускается:

  •  Исключать стадию «Эскизный проект»;
  •  Исключать отдельные этапы работ на всех стадиях;
  •  Объединять стадии «Технический проект» и «Рабочая документация» в одну стадию – «Технорабочий проект».

Требования к содержанию документов, разрабатываемых при создании автоматизированной системы, установлены указаниями РД 50-34.698-90 Метод. Указания. Информационная технология, а также гос стандартами: ЕСПД (единая система программной документации), ЕСКД (единая система конструкторской документации), СПДС (система проектной документации для строительства), ГОСТ 34.602-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на АС.

Системы ПАЗ предназначены для предотвращения аварийных ситуаций и автоматического перевода технологического процесса в безопасное состояние при возникновении предаварийной ситуации. ПАЗ – совокупность элементов и приборов, с помощью которых выявляются аварийные ситуации т.п. ПАЗ базируется на специализир микропроцесс технике повышенной надежности.

14. Централизация операционного управления производством.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

66480. Первоначальные навыки хорового пения у детей младшего школьного возраста на уроках музыки. Методика работы 175.5 KB
  Цель работы: Состоит в исследовании особенностей подготовки младших школьников к хоровой деятельности, в выявлении комплекса методов, активизирующих процесс усвоения вокально-хоровых навыков. Изучение научной и методической литературы, анализ личной практической работы с хором позволили...
66481. Формирование орфографических навыков у младших школьников 424 KB
  Все написания которые устанавливаются правилами указаниями и запрещениями в системе орфографии имеют обоснование чаще всего связанное с морфемным составом слова с его грамматической принадлежностью и формой. Правила орфографии определяют выбор написаний в следующих пяти...
66482. Экономический анализ эффективности использования трудовых ресурсов в ФГБУ «Средневолжрыбвод» 5.79 MB
  Расчет заработной платы и учет расчетов с персоналом по оплате труда в учреждении является одним из самых трудоемких, объемных и ответственных участков работы. Сложность проведения подсчетов заключается в их персонифицированном характере - заработок считается для каждого сотрудника...
66483. Проект ЯЭУ ледокола с эффективной мощностью (мощность на винтах) 40МВт 4.19 MB
  Произведен расчет тепловой схемы установки оборудования I контура. Произведен тепловой гидравлический и прочностной расчеты ПГ расчет ГЦН I контура. Техническое освидетельствование один раз в год; оборудование реакторной установки должно охлаждаться водой третьего контура с температурой не выше 40оС...
66485. Мероприятия по снижению затрат в области энергоснабжения здания конторы ООО «Агрофирмы Тукса» 1.78 MB
  Граница балансовой принадлежности тепловых сетей по первому фланцу до запорной арматуры со стороны тепловой сети на элеваторном узле. Расчётные расходы теплоносителя вода 9060 определяются на основании проекта путём деления тепловой нагрузки...
66486. Исследование влияния дыхательных упражнений по методу Бутейко на процесс оздоровления школьников 116 KB
  Лечебная физкультура известна человечеству с давних времен. Широко применялась она в Египте, Риме, использовалась также некоторыми северными народами, в том числе и среди народов, населявших территорию нашей страны. Однако обоснованное применение физкультуры при инфаркте миокарда появилось сравнительно недавно.
66487. Разработка компьютерной программы при оформлении документации очного отделения - «Учебная часть РПТ» 1.54 MB
  Применение ЭВМ в учебном процессе является естественным продолжением многолетнего процесса внедрения в обучение технических средств. Обладающие высоким быстродействием, большой памятью, способностью перерабатывать информацию, поступающую одновременно от многих пользователей...