5.
Информационное и программное
обеспечение
Информационное обеспечение
включает.
- информационные массивы
баз данных, содержащие нормативно-справочную
информацию;
- информационные массивы
переменной информации, используемой
для решения прикладных задач
и отображения информации;
- массивы обменных сообщений
между системой автоматизации
НПС и другими системами.
Программное обеспечение (ПО)
выполняет логические и вычислительные
операции по реализации функций сбора,
обработки, хранения, управления, передачи
и представления данных в соответствии
с функциями системы автоматизации включает:
общесистемное, прикладное, специальное
ПО и программы тестового контроля.
Общесистемное ПО реализовано
на базе стандартной операционной системы.
Общесистемное ПО открытое и обеспечивает
возможность изменения конфигурации системы.
Пакет прикладных программ
разрабатывается с использованием базового
комплекта программ, включающего автоматизацию
описания параметров, набора стандартных
логических и вычислительных функций,
развитого визуально-графического инструментального
пакета, ориентированных на стандартную
операционную систему.
Программы, реализующие функции
защиты, предусматривают возможность:
- маскирования сигналов
положения, значений параметров
на время ремонтных и профилактических
работ или при неисправности
датчиков;
- имитации сигналов защит
и состояния оборудования для
проверки действия защит.
Программирование контроллеров
выполняется на языках программирования,
предусмотренных стандартами.
Пакет программ тестового контроля
обеспечивает проверку сохранности информации
и работоспособности технических средств,
входящих в состав системы автоматизации,
как в режиме подключения к технологическому
оборудованию (on line), так и в автономном
режиме (off line).
ПО построено по модульному
принципу и предусматривает поддержку
распределенных или централизованных
систем контроля и управления.
ПО предусматривает:
- регламентирование (по паролям)
доступа к базам данных и
информационным массивам;
- регламентирование (по паролям)
доступа к прикладному ПО;
- защиту информации от
несанкционированного доступа или
непреднамеренного воздействия.
Аналоговые и дискретные входы
и выходы имеют защиту от наводок и перенапряжений,
возникающих в соединительных линиях.
Датчики аналоговых сигналов могут находиться
на расстоянии до 300 м от места установки
модулей ввода. Модули вывода аналоговой
информации предусматривают выдачу управляющего
аналогового сигнала 4 - 20 мА при расстоянии
до устройства управления до 300 м. Клеммники
входных и выходных цепей рассчитаны на
присоединение медных и алюминиевых проводов
сечением до 2,5 мм2. Модули ввода и вывода
аналоговой и дискретной информации обеспечивают
прием и выдачу унифицированных сигналов.
Вывод.
Автоматизация работы нефтяного трубопровода
дает возможность дистанционного управления
всеми технологическими процессами с
минимальным непосредственным участием
человека. Данное явление сводит к минимуму
влияние человеческого фактора на эффективность
производства, одновременно повышая роль
технических систем и устройств. Проведение
автоматизации нефтяных трубопроводов
должно обеспечить должный уровень управления
всеми его узлами. Своевременное, согласно
технологического процесса закрытие/открытие
шаровых кранов и другой запорной арматуры,
а так же защиту всей магистрали от повреждения.
Основные цели процесса автоматизации
на нефтяных трубопроводах – это главные
и вторичные насосные станции, линейная
часть трубопровода и трубопроводная
арматура.
Степень автоматизации трубопровода
должна давать возможность управлять
несколькими промежуточными нефтеподкачивающими
станциями, группой резервуаров, устройствами
для контроля расхода нефти и вспомогательным
оборудованием из одного операторного
пункта. Оборудование самого операторного
пункта должно обеспечивать наблюдение
с диспетчерских вышестоящего уровня.
К автоматизации промежуточных станций
подкачки нефти предъявляется ряд требований.
Так, данные станции должны обеспечивать
непрерывность контроля и управления
всеми узлами трубопровода включая самые
наименьшие: краны шаровые стальные, задвижки
и другие технические изделия запорной
арматуры. Таким образом, одним из требований
к станции является непрерывность ее функционирования.
Также, автоматизированная система контроля
промежуточной станции подкачки нефти
непрерывно отслеживает технологическое
состояние трубопровода и рабочей среды.
Выводит информацию о данных параметрах
на терминалы и сохраняет ее на электронных
носителях. Управляет параметрами технологической
среды проходящей по нефтепроводу. Защищает
и управляет аппаратурой самой станции
подкачки нефти. Еще одной обязанностью
комплекса автоматизированного управления
является обеспечение связи с системами
того же уровня, а так же передача текущей
информации контролирующей системе более
высокого порядка.
АСУ является мощным устройством для
защиты трубопровода от чрезвычайных
ситуаций. В случае их возникновения оборудование
автоматизированной системы управления
(АСУ) позволяет как одномоментно отключить
все работающие узлы трубопровода, так
и, в случае необходимости производить
их отключение по одному. АСУ является
достаточно сложной системой и в свою
очередь так требует большого объема работ
для своей профилактики и ремонта
Список
использованных источников.
1. Гидрохимические нефтегазовые
технологии: учеб. пособие / В.П. Ильченко
[и др.]; под ред В.П. Ильченко. – М.: ОАО «Издательство
«Недра», 2002. – 382 с.
2. Коршак А.А. Основы нефтегазового
дела: учеб. пособие / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов.
– 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Высшая школа,
2006. – 454 с.
3. Модернизация АСУ ТП
магистральных нефтепроводов / Е.А. Золотухин
[и др.] // Журнал «Современные технологии
автоматизации». – 2002. – С. 18–26.
4. РД 153-39.4-087-01 Автоматизация
и телемеханизация магистральных
нефтепроводов. Основные положения.
5. Сибнефтепровод [Электронный
ресурс]: информация об ОАО «Сибнефтепровод»
(г. Тюмень) – Режим доступа: http:// www.metaprom.ru
Размещено на www.allbest.ru
6. Трубопроводный
транспорт нефти т.1 Г.Г. Васильев,Г.Е. Коробков,
А.А. Коршак. Под ред. Вайнштока: учеб для
вузов М. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 407л
7. РД 153-39.4-087-01. Автоматизация
и телемеханизация магистральных
нефтепроводов. Основные положения