Другие предметы \ Технические измерения и приборы

Система измерений количества и показателей качества нефти: Пояснительная записка, страница 12

-         обмен информацией с АРМ оператора через интерфейс RS 232 (протокол Modbus).

7.2.2 Модули цифрового ввода «ADAM 4051-В» в количестве двух штук обеспечивают:

-         прием сигналов об открытии дверей сборного (модульного) здания и помещения УПК ТПУ и контроль целостности цепей;

-         прием сигналов через релейную схему аварийной защиты и сигнализации ШАЗС:

·  о состоянии инженерного оборудования сборного (модульного) здания;

·  прием сигналов о пожаре и загазованности в основном помещении сборного (модульного) здания и сигнала о пожаре в помещении УПК ТПУ;

-         информационный обмен с АРМ оператора через интерфейс RS 232/RS 485 (протокол Modbus);

7.2.3 ВА влагомера обеспечивает:

-         прием и обработку сигналов первичных преобразователя (объемной доли воды);

-         выдачу аналогового сигнала 4…20 мА на КР «OMNI 6000» с блока электронного УДВН-1пм.

7.2.4 АРМ оператора обеспечивает выполнение следующих функций:

·  отображение и регистрацию измерительной и технологической информации по СИКН:

-         просмотр в реальном масштабе времени режимов работы каждой измерительной линии и измерительных преобразователей;

-         пределов измеряемых величин;

-         автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);

-         оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

-         регистрация в журнале событий;

·  контроль за работой технологического оборудования:

-         автоматизированное управление процессом контроля метрологических характеристик СРМ с печатью отчетов о контроле метрологических характеристик;

·  задание уставок для управления электроприводами регулирующей арматуры;

·  управление и индикация состояния электроприводов запорной арматуры;

·  прием параметров от КР «OMNI 6000» за отчетный период (суммарного массового расхода, массы брутто нефти, средних значений плотности, температуры, давления, содержания воды, содержания серы);

·  вычисление объемного расхода по массовому;

·  вычисление суммарного балласта на основе измерений поточными анализаторами или данных проведенного анализа проб нефти, полученных в аналитической лаборатории:

а) массовой доли воды в % массовых (по показаниям влагомера или введенных вручную 1 раз в смену)

б) хлористых солей в % массовых и мг/дм3 (ввод вручную 1 раз в смену или по выбору оператора);

в) механических примесей в % массовых (ввод вручную 1 раз в 10 дней);

·  формирование отчетных документов:

- отчетов за смену, сутки, месяц в автоматическом режиме и по запросу; в отчетах предусмотреть дополнительно вывод согласно форме Акта приема-сдачи нефти по «Рекомендациям по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества  и показателей качества нефти» вывод следующих показателей (для партии нефти):

- объем нефти, м3;

-  масса нефти, т;

-  температура нефти при условиях измерений, °С;

-  давление нефти при условиях измерений, МПа;

-  плотность нефти при условиях измерений, кг/дм3;

-  № паспорта качества нефти;

-  массовая доля балласта, %;

в том числе:

-  воды, %;

-  хлористых солей, %;

-  механических примесей, %;

-  массовая доля серы, %;

-  концентрация хлористых солей, мг/дм3;

-  масса балласта, т.;

-  масса нефти нетто, т.

-  Отдельно – массовая доля серы в нефти нефтепровода «Холмогоры-Клин», %.

·  привилегированный доступ при помощи паролей по уровням управления и работы с программой;

·  архивирование данных;

·  отображение мнемосхем;

·  заполнение шаблонов отчетных документов;

·  защита АРМ оператора от несанкционированного доступа;

·  информационный обмен с КР «OMNI 6000» через интерфейс RS 232 (протокол Modbus);

·  информационный обмен с цифровыми модулями ввода «ADAM 4051-В» через интерфейс RS 232/RS 485 (протокол Modbus);

·  вывод информации по сети Ethernet (TCP/IP) в оборудование телемеханики (для связи с диспетчерской Нефтеюганского УМН и НПС "Сатарино").

Примечание: Программное обеспечение существующего АРМ оператора Нефтеюганского УМН ОАО «Сибнефтепровод» должно быть адаптировано с целью обеспечения ввода информации из СОИ проектируемой СИКН «Аки-Отыр». Передача данных должна осуществляться по протоколу ТСП/Р в ОПС формате. Инженерное обеспечение связи для передачи информации обеспечивается проектом привязки ОАО «Институт «Нефтегазпроект».

7.2.5 Безопасность информации обеспечивается средствами операционной системы Windows 2000 Professional RUS SP 4 и средствами программы “Rate АРМ оператора УУН”.

7.2.6 Инженерное обеспечение связи для передачи информации в локальную сеть операторной НПС “Сатарино” и диспетчерской Нефтеюганского УМН обеспечивается рабочим проектом привязки СИКН.

7.3 Информационный обмен с диспетчерской службой верхнего уровня

7.3.1 Обеспечивается передача данных о состоянии оборудования СИКН и измеряемых параметрах нефти в систему телемеханики в объемах, соответствующих ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02 «Регламент организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН» по протоколам, согласованным с Заказчиком.

7.3.2 Отчетные документы о работе СИКН передаются по запросу в автоматическом режиме с АРМ оператора СИКН на сервер диспетчерской службы верхнего уровня по сети Ethernet (TCP/IP) протокол OPC DA 2.0.

7.3.3 Трансляция сигналов “Пожар в сборном (модульном) здании”, “Пожар в УПК ТПУ”, “Пожар в операторной”, “50 % НКПВ”, “20 % НКПВ” осуществляется в систему телемеханики сигналами типа «сухой контакт».

7.4 Состав СОИ

7.4.1 В состав СОИ входят:

-         шкаф обработки информации (далее ШОИ);

-         шкаф аварийной защиты и сигнализации (далее ШАЗС);

-         шкаф силового управления (далее ШСУ);

-         автоматизированное рабочее место оператора (далее АРМ оператора).

Скачать файл