Автоматизация технологических процессов газовой компрессорной станцией

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Ухтинский государственный технический университет»
(УГТУ)
Кафедра электрификации и автоматизации технологических процессов
Расчетно-графическая работа
По дисциплине: Проектирование систем автоматизации и управления
Выполнил:
студент гр. ЭТ-19м
Н. В. Пантелеев
Проверил:
Ю. В. Коротков
Ухта 2020
Содержание
Условные обозначения и сокращения ......................................................................................... 3
1 Общие сведения .......................................................................................................................... 4
2 Назначение и цели создания системы ...................................................................................... 6
2.1 Назначение системы ............................................................................................................ 6
2.2 Цели создания системы ....................................................................................................... 6
3 Характеристика объекта автоматизации .................................................................................. 7
4 Требования к системе в целом .................................................................................................. 8
4.1 Требования к АС .................................................................................................................. 8
4.1.1 Требования к структуре и функционированию .......................................................... 8
4.1.2 Требования к численности и квалификации персонала АСУ ТП и режиму его
работы .................................................................................................................................... 10
4.1.3 Показатели назначения................................................................................................ 10
4.1.4 Требования к надежности ........................................................................................... 10
4.1.5 Требования по безопасности ...................................................................................... 10
4.1.6 Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту ................. 11
4.1.7 Требования к защите информации от несанкционированного доступа ................. 12
4.1.8 Требования по сохранности информации при авариях ........................................... 12
4.1.9 Требования к защите от влияния внешних воздействий ......................................... 13
4.1.10 Требования к стандартизации и унификации ......................................................... 13
4.2 Требования к функциям АС ................................................................................................. 14
4.3 Требования к видам обеспечения ........................................................................................ 14
4.4.1 Требования к техническому обеспечению щитов........................................................ 14
4.3.2 Требования к математическому обеспечению ............................................................. 14
4.3.3 Требования к информационному обеспечению ........................................................ 15
4.3.4 Требования к программному обеспечению ...............................................................15
4.3.5 Требования к лингвистическому обеспечению ........................................................ 15
4.3.6 Требования к метрологическому обеспечению ........................................................ 15
4.3.7 Требования к отображению информации.................................................................. 16
5 Общие требования к АРМ АС ................................................................................................. 17
6 Состав и содержание работ по созданию системы ............................................................... 18
7 Порядок контроля и приемки системы................................................................................... 19
8 Подготовка объекта автоматизации к вводу системы в действие ....................................... 20
9 Требования к документированию ........................................................................................... 21
Приложение А - Перечень вновь вводимых параметров контроля и управления АС.......... 22
Приложение Б - Перечень проектной документации АС ........................................................ 23
Условные обозначения и сокращения
АРМ – автоматизированное рабочее место;
АСУ
ТП
–
автоматизированная
система
управления
технологическими процессами;
КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика; ТЗ –
техническое задание;
КЦ – компрессорный цех;
КС – компрессорная станция;
ГКНС – газокомпрессорная станция.
1 Общие сведения
Настоящее
техническое
задание
(ТЗ)
распространяется
на
корректировку АСУ ТП объектов обустройства нефтяного месторождения
(далее – АСУ ТП). АСУ ТП должна представлять собой совокупность
средств микропроцессорной техники, программного обеспечения и средств
связи, предназначенных для сбора, обработки, хранения и передачи
информации о состоянии параметров технологических процессов и
формирования управляющих воздействий в соответствии с установленным
регламентом работы технологических объектов.
Генеральный Заказчик: ООО «Башнефть-Полюс», 450008, Республика
Башкортостан, г. Уфа, ул. Карла Маркса, 56.
Заказчик:
ООО
«БашНИПИнефть»,
450006,
Республика
Башкортостан, г. Уфа, ул. Ленина 86/1.
Исполнитель: Лейник Иван Вячеславович, студент группы ЭТ16(М).
Стадия: технический проект и рабочая документация.
Финансирование работ ведется за счет средств Заказчика. Порядок
финансирования
определяется
договором
между
Заказчиком
и
Исполнителем.
Настоящее
Техническое
задание
разработано
на
основании
переданных Заказчиком:
– ТЗ на разработку проектно-сметной документации АСУ ТП по
объекту
«АСУ
ТП
процессом
смешивания
жидкостей
нефтяного
месторождения на период пробной эксплуатации. Корректировка».
Объем контролируемых и регулируемых параметров определен в
соответствии с учетом требований следующих нормативных документов:
– ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой
промышленности";
– ВНТП 3-85 "Нормы технологического проектирования объектов
сбора,
транспорта,подготовки
нефти,
газа
и
воды
нефтяных
месторождений";
– СНиП 41-01-2003 "Строительные нормы и правила. Отопление,
вентиляция и кондиционирование";
– СНиП 3.05.07-85. "Строительные нормы и правила. Системы
автоматизации";
–
Правила
устройства
электроустановок
(переработанное
и
дополненное, c изменениями). Утверждено Министерством энергетики
Российской Федерации. Приказ от8 июля 2002 г. № 204;
–
ГОСТ
34.201-89
"Информационная
технология.
Комплекс
стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и
обозначение документов при создании автоматизированных систем";
–
ГОСТ
стандартов
на
34.601-90
"Информационная
автоматизированные
технология.
системы.
Комплекс
Автоматизированные
системы. Стадии создания";
– ГОСТ 34.602-89 "Информационная технология. Техническое
задание на создание автоматизированной системы";
– ГОСТ 34.603-92 "Информационная технология. Виды испытаний
автоматизированных систем";
– ГОСТ 21.101-97 "Основные требования к проектной и рабочей
документации";
– ГОСТ 24.104-85 "Единая система стандартов автоматизированных
систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие
требования";
2 Назначение и цели создания системы
2.1 Назначение системы
АСУ ТП предназначена для:
- контроля и мониторинга параметров реальном масштабе времени
- возможности регулирования существующих параметров всего
технологического процесса использования газа
- управления исполнительными механизмами и вспомогательным
оборудованием в автоматическом и автоматизированном режимах
− комплексная автоматизация объектов газокомпрессорной станции
2.2 Цели создания системы
Основной целью создания системы АСУ ТП является разработка и
внедрение
в
промышленную
эксплуатацию
системы,
в
которой
предусматриваются автоматизация процесса газокомпрессорной станции,
создание на базе АСУ ТП малолюдной и энергосберегающей технологий,
позволяющих повысить рентабельность и эффективность производства
-
Своевременное
получение
достоверной
информации
с
измерительных приборов на объекте
-
Создание
автоматизированного
контроля
и
управления
технологическим объектом
-
Улучшение
мер
безопасности
на
производстве,
загрязнений окружающей среды
- Предотвращение аварийных ситуаций
- Оптимизация режимов работы технологических объектов
снижение
3 Характеристика объекта автоматизации
Газокомпрессорная станция - это станция, где происходит рост
давления природного газа в ходе его хранения, транспортировки или
добычи. В зависимости от назначения выделяют: головные и линейные
газокомпрессорные
газокомпрессорные
станции
станции
магистрального
подземных
газопровода,
газохранилищ,
а
также
газокомпрессорные станции для закачивания газа обратно в пласт. Также
Газокомпрессорные станции делят по типу центрабежных нагнетателей:
−
схема
с
последовательной
обвязкой,
характерная
для
неполнонапорных нагнетателей;
− схема с параллельной обвязкой, характерная для полнонапорных
нагнетателей.
4 Требования к системе в целом
АСУ ТП с учетом проекта корректировки должна выполняться как
единая законченная управляющая и информационная система для всего
технологического оборудования.
4.1 Требования к АС
4.1.1 Требования к структуре и функционированию
Структурная схема АСУ ТП с учетом проекта корректировки
приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Структурная схема АСУ ТП
Технологический газ из магистрального трубопровода с условным
диаметров 1220 мм поступает на узел подключения к газокомпрессорной
станции через охранный кран под номером 19. Данный кран необходим для
автоматического
отключения
газокомпрессорной
станции
от
магистрального трубопровода при возникновении аварийных ситуаций на
узле подключения или на комплексе газокомпрессорной станции. За краном
№19 следует входной кран под номером 7, расположенным на узле
подключения.
Кран
№7
нужен
для
автоматического
отключения
газокомпрессорной станции от магистрального газопровода. Рядом с
входным краном №7 расположен обводной кран №7р, предназначенный для
осуществления заполнения газом всей системы обвязки станции. Это
необходимо для избегания газодинамического удара, возникающего при
открытии крана №7 без предварительного заполнения газом всей системы
коммуникаций станции и выравнивания давления между станцией и
газопроводом. Также на узле подключения расположен свечной кран №17,
необходимый для стравливания излишнего газа в атмосферу или при
проведении профилактических работ на газокомпрессорной станции. Также
он необходим при возникновении аварийных ситуаций. Для очистки газа от
механических примесей и лишней влаги после крана №7 установлены
пылеуловители и фильтр-сепараторы. Далее очищенный газ поступает по
трубопроводу во входной коллектор компрессорного цеха, где он
распределяется по входным трубопроводам газоперекачивающих агрегатов
через кран под номером 1 на вход центробежных нагнетателей. После
сжатия газа для получения необходимого давления в центробежных
нагнетателях проходит через кран под номером 2 и попадает на установку
охлаждения газа (АВО газа). Далее охлажденный газ через выходной кран
№ 8 попадает обратно в магистральный трубопровод. Перед краном №8
устанавливается обратный клапан. Он необходим для того, чтобы
предотвратить обратный поток газа из газопровода. Если возникает данный
поток при открытии крана №8, то это может привести к обратной раскрутке
центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что ведет к аварии и
серьезным последствиям. Рядом с краном №8 также расположен свечной
кран №18. Он установлен по ходу газа перед краном №8 и служит для тех
же
целей,
что
и
свечной
кран
№17.
В
периоды
отключения
газокомпрессорной станции на профилактические мероприятия на узле
имеется перемычка между входным и выходным узлом станции. Данная
перемычка производит транзитную подачу газа минуя газокомпрессорную
станцию. На ней расположен кран под номер 20 для предотвращения
транзита газа в период работы компрессорной станции. На узле
подключения газокомпрессорной станции расположены камеры пуска и
приема очистного оборудования магистрального трубопровода. Очистное
устройство состоит из поршня со щетками и скребками. Очистное
устройство, проходя от одной станции к другой, очищает трубопровод от
механических примесей, влаги и конденсата, движется оно за счет разности
давлений. На магистральном газопроводе, после газокомпрессорной
станции, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же,
как и охранного крана № 19.
4.1.2 Требования к численности и квалификации персонала АСУ ТП и
режиму его работы
Требования к персоналу АСУ ТП будут определяться на стадии
«Рабочая документация».
4.1.3 Показатели назначения
К
показателям
назначения,
характеризующим
степень
соответствия АСУ ТП ее назначению, относятся следующие параметры
и их значения:
– время вызова видеограмм, представления информации – не более
одной секунды на одну видеограмму;
– время обновления информации (цикл опроса измеряемых
параметров и представления измеренной информации) – не более пяти
секунд.
4.1.4 Требования к надежности
Требования к надежности АСУ ТП будут определяться на стадии
«Рабочая документация».
4.1.5 Требования по безопасности
Проектирование, монтаж, наладка, эксплуатация, обслуживание и
ремонт технических вновь вводимых средств АСУ ТП должны
соответствовать требованиям, изложенным в документах:
– "Правила технической эксплуатации электроустановок
потребителей";
– "Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей";
– "Правила устройства электроустановок".
Все внешние элементы технических средств, находящиеся под
напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения, а
сами технические средства - иметь защитное заземление в соответствии
с документом "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ).
Технические
средства
АСУ
ТП
по
требованиям
пожаровзрывобезопасности должны соответствовать ПУЭ.
4.1.6 Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту
Установки, расположенные на открытых площадках, должны быть
устойчивы к воздействию экстремальных температур от -45 оС до +45 оС и
при температуре 35оС к влажности не менее 80% в зависимости от
географического месторасположения. Для возможности дальнейшего
развития
и
модернизации
программнотехнического
комплекса
АС
необходимо предусмотреть резерв по каналам ввода и вывода в размере не
менее 20% Чувствительные части датчиков, контактирующие с внешней
агрессивной средой, должны быть сделаны из коррозионностойких
материалов или для защиты иметь разделитель среды. Датчики,
используемые
в
АС,
обязаны
соответствовать
требованиям
взрывобезопасности и иметь искробезопасные цепи. Уровень защиты
технических устройств от пыли и влаги должен быть не менее IP56. Для
получения необходимого показателя надежности датчики следует выбирать
на основе показателей мирового уровня или лучших образцов среди
отечественных изделий. Такими показателями являются: 1) время
наработки на отказ не менее 100 тыс. час; 2) срок службы не менее 10 лет.
Для свободной компоновки каналов ввода и вывода следует выбирать
контроллер,
имеющий
модульную
архитектуру.
Для
обеспечения
взрывобезопасности необходимо использовать модели с искробезопасными
входными цепями или барьеры искробезопасности. Для реализации
технического задания необходимо, чтобы комплекс технических средств
ГКНС строился на основе специализированныхпрограммнотехнических
элементов: − Датчики, исполнительные устройства, микропроцессорные
регуляторы, анализаторы качества − Подсистемы управления или
контроллеры − Диспетчерские и инженерные станции по обслуживанию −
Сетевое оборудование − Специализированная микропроцессорная техника
− Средства для метрологической проверки оборудования Система
измерений получается на основе электронных датчиков. Средства
измерений расходов газа, давлений, уровней и перепадов давлений должны
иметь стандартные сигналы диапазона 4-20мА. Для реализации сбора и
обработки информации в составе подсистем управления должны быть
предусмотрены модули: − Ввод сигналов 4-20 мА со встроенными
барьерами искрозащиты и без них; − Вход милливольтовых сигналов со
встроенными барьерами искрозащиты; − Ввод дискретных сигналов; − Ввод
по протоколу RS-422/RS-485 от периферийных микропроцессорных
устройств.
4.1.7 Требования к защите информации от несанкционированного доступа
Вновь вводимое оборудование АСУ ТП должно быть размещено в
помещениях
c
ограниченным
доступом
и
защищено
от
несанкционированного доступа лиц, не имеющих доступ к системе.
Вновь проектируемые щиты АСУ ТП должны быть снабжены
механическими запорами для ограничения права доступа.
Доступ к программному обеспечению АСУ ТП должен быть защищен
программными кодами с паролями доступа.
4.1.8 Требования по сохранности информации при авариях
Для
обеспечения
оборудования
предусмотрены
непрерывного
автоматизации
в
гарантированные
щитах
питания
АСУ
источники
вновь
ТП
питания,
вводимого
должны
быть
позволяющие
обеспечивать питанием оборудование в течение не менее 15-ти минут при
отключении внешнего электропитания.
4.1.9 Требования к защите от влияния внешних воздействий
Вновь вводимое оборудование АСУ ТП должно быть размещено в
щитах с классом защиты не ниже IP21.
Помещения для установки средств АСУ ТП не должны располагаться
рядом с аппаратурой, создающей сильные магнитные и электрические поля.
В месте размещения вновь вводимых щитов должно быть
предусмотрено:
– антистатическое покрытие полов;
– контур защитного заземления для защиты обслуживающего
персонала
от
поражения
электрическим
током
и
нормального
функционирования оборудования АСУ ТП;
– контур функционального заземления.
В помещениях, где будет размещаться оборудование АСУ ТП, должен
быть создан соответствующий микроклимат.
4.1.10 Требования к стандартизации и унификации
В АСУ ТП с учетом проекта корректировки должны быть
использованы:
– входные аналоговые сигналы с токовыми значениями от 4 до 20 мА;
– выходные аналоговые сигналы с токовыми значениями от 4 до 20
мА;
– входные дискретные сигналы со значением входного сигнала 24 В
постоянного тока и220 В переменного;
– выходные дискретные сигналы со значением выходного сигнала 24
В постоянноготока и 220 В переменного;
– интерфейсы последовательной передачи данных RS-232/485 с
протоколами передачиданных Modbus RTU;
– интерфейс Ethernet с протоколом передачи данных TCP/IP.
4.2 Требования к функциям АС
Требования к функциям АСУ ТП будут определяться на стадии
«Рабочая документация».
4.3 Требования к видам обеспечения
4.4.1 Требования к техническому обеспечению щитов
Технические средства, закладываемые в рамках проекта создания
АСУ ТП должны размещаться во вновь проектируемых щитах, которые
должны устанавливаться в помещении вентиляционной установки. Вновь
проектируемые щиты АСУ ТП конструктивно должны иметь габаритные
размеры, достаточные для размещения необходимого оборудования. В щите
контроллера должно быть размещено следующее оборудование: – модули
контроллера; – модули ввода/вывода; – резервированные импульсные
источники питания; – кроссовые клеммы. – коммутационные реле.
4.3.2 Требования к математическому обеспечению
Для реализации функций первичной обработки аналоговых сигналов
должны
применяться
стандартные
алгоритмы
масштабирования,
линеаризации, сглаживания, фильтрации и усреднения.
Для реализации функций автоматического регулирования должен
использоваться стандартный алгоритм ПИД-регулирования.
Все
типовые
задачи,
связанные
со
сбором,
хранением
и
представлением информации, выдачей управляющих воздействий, должны
быть реализованы на языках программирования, соответствующих
требованиям стандарта IEC 61131-3.
Описание алгоритмов должно быть выполнено с применением блок-
схем.
4.3.3 Требования к информационному обеспечению
Информационное обеспечение АСУ ТП должно быть достаточным
для реализации всех функций системы, перечисленных в настоящем ТЗ.
4.3.4 Требования к программному обеспечению
Для реализации функций АСУ ТП программное обеспечение должно
включать в себя программное обеспечение контроллеров вновь вводимых
щитов АСУ ТП и доработанное программное обеспечение АРМ оператора
УПН.
Разработка программного обеспечения вновь вводимых щитов АСУ
ТП и корректировка программного обеспечения АРМ операторов должно
быть выполнено в среде разработки DeltaVv8.4.2 компании Emerson Process
Automation Management AG.
4.3.5 Требования к лингвистическому обеспечению
При
разработке
и
корректировке
прикладного
программного
обеспечения АСУ ТП должны быть использованы языки высокого уровня,
обеспечивающие решение всех задач по реализации функций АСУ ТП.
При организации диалога между пользователями АСУ ТП и
аппаратными средствами должны обеспечиваться:
– уменьшение вероятности совершения оператором случайных
ошибочных действий;
– логический контроль ввода данных.
Работа с АСУ ТП должна происходить в интерактивном режиме путем
работы c экранными формами с использованием встроенных меню.
4.3.6 Требования к метрологическому обеспечению
Перед вводом в эксплуатацию АСУ ТП должна быть проведена
калибровка
вновь
вводимых
измерительных
каналов
и
проверка
работоспособности системы. Под измерительными каналами понимаются
каналы преобразования входных аналоговых сигналов от 4 до 20 мА в
значения параметров температуры, давления, уровня и расхода.
Значение основной приведенной погрешности преобразования
измерительного канала должно быть ± 0,35 % от диапазона измерения.
Основная приведенная погрешность установления аналогового выходного
сигнала должна быть не более 0,5 % в рабочем диапазоне температур.
4.3.7 Требования к отображению информации
Основным способом отображения информации АСУ ТП является
отображение на экране монитора АРМ оператора фрагментов мнемосхем,
графиков и таблиц. В рамках проекта корректировки должны быть
доработаны существующие мнемосхемы, графики и таблицы с учѐтом
строительства новых технологических объектов. Для вывода отчетов,
фрагментов мнемосхем, графиков и таблиц на бумажном носителе должен
служить лазерный принтер (формат А4).
5 Общие требования к АРМ АС
Общие требования к АРМ АС будут определяться на стадии «Рабочая
документация».
6 Состав и содержание работ по созданию системы
Стадии и основные этапы работ по корректировке АСУ ТП должны
быть определены в соответствии с ГОСТ 34.601-90. Сроки выполнения
работ и перечень исходных данных, передаваемых Исполнителю,
определяются договором. Исполнитель должен разработать документацию
на систему телемеханики в соответствии с требованиями, изложенными в
разделе 9 настоящего технического задания. Прикладное программное
обеспечение должно разрабатываться и поставляться в составе проекта АСУ
ТП «Процессом смешивания жидкостей».
7 Порядок контроля и приемки системы
Испытания АСУ ТП должны проводиться в соответствии с ГОСТ
34.603-92 и распространяться только на добавляемые или изменяемые
единицы комплекса программно- технических средств АСУ ТП. Приемку
АСУ ТП после корректировки в соответствии с программой и методикой
испытаний должна осуществлять комиссия, назначаемая Генеральным
Заказчиком. Результаты предварительных испытаний должны быть
подтверждены протоколом. Окончание предварительных испытаний
должно быть оформлено актом, который служит основанием для начала
опытной эксплуатации.
По результатам предварительных испытаний должны быть внесены
исправления в разработанную документацию, устранены замечания.
Результат опытной эксплуатации должен быть оформлен протоколом. По
окончанию опытной эксплуатации должен составляться акт приемки вновь
вводимых единиц комплекса технических АСУ ТП в промышленную
эксплуатацию.
8 Подготовка объекта автоматизации к вводу системы в действие
Перед вводом АСУ ТП в действие должны быть выполнены
следующие мероприятия:
– завершены строительные, монтажные и отделочные работы в части
помещений и сооружений, предназначенных для установки технических
средств АСУ ТП;
– завершены работы по прокладке кабеля, выполнения защитных
заземлений и электропитания технических средств;
– завершены работы по автономной наладке отдельных датчиков
КИПиА, исполнительных механизмов, блоков и устройств;
– завершены работы по наладке программно-технических средств;
– эксплуатационный персонал Заказчика подготовлен к эксплуатации
АСУ ТП (проведена учеба, ознакомлен с технической и эксплуатационной
документацией);
– соблюдены требования, изложенные в настоящем ТЗ.
Выполнение всех перечисленных работ и мероприятий должно
подтверждаться соответствующими актами и протоколами.
9 Требования к документированию
Документация должна быть выпущена на русском языке. Все
текстовые документы должны быть предоставлены Исполнителем
Заказчику на бумажном носителе в пяти экземплярах и один экземпляр
в электронном виде на CD (pdf - формат).
Перечень документации, предоставляемой Заказчику, представлен
в Приложении Б.
Приложение А - Перечень вновь вводимых параметров контроля и
управления АС.
Параметр
Наименование
прибора
Блок управления
Управление
привода клапана
Температура
Термоконтакт
обмоток
двигателя
Температура
Термостат
воздуха после
калорифера
Управление
Блок управления
регулировочным
клапаном
Состояние
Дифференциальный
фильтра
манометр
Температура
Термометр
воздуха
канальная
Тип
сигнала
Кол.
Кол.
ТЭГ
DO/DI
приборов
1
сигналов
4
M0-1
DO
3
3
TS
DO
1
1
TS
AO/ AI
1
2
M0-2
4-20 мА
1
1
PS
4-20 мА
1
1
TE
Приложение Б - Перечень проектной документации АС
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Наименование документа
Техническое задание. АСУ ТП
Пояснительная записка. АСУ ТП
Описание информационного обеспечения. АСУ ТП
Схема структурная комплекса технических средств. АСУ ТП
Описание программного обеспечения. АСУ ТП
Чертежи форм видеокадров и документов. АСУ ТП
Перечень входных сигналов и данных. АСУ ТП
Перечень выходных сигналов и данных. АСУ ТП
Описание комплекса технических средств
План расположения оборудования и кабельных проводок
Спецификация оборудования, изделий и материалов
Щит контроллера. Общий вид
Щит контроллера. Схема электрическая соединений
Щит барьеров. Общий вид
Щит барьеров. Схема электрическая соединений
Щит реле. Общий вид
Щит реле. Схема электрическая соединений
Схема межшкафных соединений. АСУ ТП УПН
Схема подключений внешних проводок. АСУ ТП УПН