нафти;
сили струму, напруги, потужності.
Вимірювальні канали повинні забезпечувати отримання результатів з нормованою точністю. Апаратура, що входить до складу вимірювального каналу (чутливі елементи, датчики, підсилювачі, блоки перетворення), повинні мати сертифікати затвердження типу засобів вимірювань Держстандарту Росії.
3. Технічні засоби
Система (кошти) автоматизації повинна мати дозвіл Держнаглядохоронпраці України на застосування обладнання на об'єктах магістральних нафтопроводів. Все обладнання, яке використовується у вибухонебезпечних зонах, повинно мати сертифікат, виданий уповноваженою організацією Держенергонагляду Росії, і мати відповідне вибухозахищене виконання, що дозволяє їх експлуатацію у вибухонебезпечних зонах.
При будівництві насосних станцій на відкритому повітрі приладове обладнання, вторинні блоки, контролери та ін. можуть розміщуватися в блок-боксах або спеціалізованих контейнерах, оснащених системою, що працює в автоматичному режимі і забезпечує необхідні для нормального функціонування кліматичні умови. Харчування системи автоматизації здійснюється від мережі змінного струму і частотою (50 ± 1) Гц, в якій можливе короткочасне (до 20 с) зниження напруги живлення на 50%, яке не повинно викликати видачу помилкових команд і сигналів. Для живлення технічних засобів системи автоматизації повинні бути передбачені джерела безперебійного живлення (ДБЖ), які повинні забезпечувати роботу технічних засобів системи не менше 1:00.
3.1 Надійність системи автоматизація нафтопровід мікропроцесорний контроль
Середній термін служби системи автоматизації - 10 років.
Відмовою функції захисту вважається невиконання або неправильне виконання перемикання (відключення) обладнання при наявності аварійної ситуації. Відмовою функції управління вважається невиконання або неправильне виконання прийнятої команди управління. Відмовою функції вимірювання та відображення вважається невидача або спотворення контрольованого параметра на пристрої відображення інформації.
Структура і функціонування системи автоматизації НПС з використанням мікропроцесорних засобів
Мікропроцесорна система автоматизації НПС (система автоматизації) забезпечує:
функціонування розподіленої системи з можливістю розширення виконуваних функцій без зміни структури програмного забезпечення;
роботу системи автоматизації НПС автономно, в локальній мережі і в складі багаторівневої автоматизованої системи управління транспортом нафти.
Для поліпшення ремонтопридатності та мінімізації ремонту система має модульну конструкцію і забезпечувати взаємозамінність однотипних модулів без додаткової настройки.
Рис. 1. Мікропроцесорна система автоматизації НПС.
Мікропроцесорна система автоматизації НПС має трирівневу структуру - нижній, середній і верхній рівні. (Рис.1)
До нижньому рівню системи автоматизації відносяться:
датчики технологічних параметрів;
виконавчі механізми;
прилади, реєструючі тиск;
показують прилади, встановлювані за місцем.
До середнього рівня системи автоматизації відносяться програмно-апаратні модулі (блоки) управління вузлів і агрегатів НПС на базі програмованих логічних контролерів (ПЛК). Контролери, які здійснюють управління технологічним обладнанням, а також функції аварійних станційних і агрегатних захистів, виконані за схемою зі 100% гарячим резервуванням. Мережеві модулі, встановлені в контролерах, використовують два незалежні канали підключення до польових шинам для реалізації польової шини з гарячим резервом. Передбачено використання переносного пульта (комп'ютера типу Note Book), що підключається до будь-якого з контролерів для забезпечення локального моніторингу при виконанні ремонтних, профілактичних робіт (кнопковий режим).
Верхній рівень системи автоматизації включає сервери вводу/виводу (робочий і резервний), АРМ оператора-технолога.
АРМ оператора-технолога реалізується на базі двох персональних або промислових комп'ютерів (робочого і резервного).
Верхній рівень системи автоматизації забезпечує:
прийом інформації про стан об'єкта;
моніторинг технологічного процесу та отримання трендів вимірюваних технологічних параметрів;
оперативне управління технологічним процесом;
архівацію подій нижнього рівня, дій оператора і команд з РДП;
