Челябинское ОАО "Теплоприбор"
PIR
Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ,
вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ
Датчик давления Сапфир 22ДИ
пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25.02.180335-84
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PISA
Среда: НА 1…4, ВА 1…5
Датчик давления Сапфир 22ДИ
пределы измерения 0...6 кгс/см2 9шт. ТУ 25.02.180335-84
0…60 кгс/см2 9 шт.
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PIRC
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2
Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0
пределы измерения 0...10 кгс/см2 4 шт. ТУ 25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
PIRC
Среда: О 1…6
Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0
пределы измерения 0...10 кгс/см2 6 шт. ТУ 25-7329.004-91
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIRC
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIRC
Среда: О 1…6
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1
Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0
диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: РВС 1…5
Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0
диапазон работы – 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LA
Среда: Г-2
Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0
диапазон работы – 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93
ЗАО «Альбатрос» г. Москва
LIR
Среда: РВС 1…5
Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0
диапазон работы – 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96
ЗАО "Альбатрос" г. Москва
LIR
Среда: емкость подготовки реагента
Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0
диапазон работы – 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87
ЗАО "Альбатрос" г. Москва
LSA
Среда: дренажные емкости
Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0
Диапазон работы – 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95
ЗАО "Альбатрос" г. Москва
FQI
Среда: нефть на выходе УПСВ
Счетчик турбинный НОРД-И2У-01
Диапазон работы 0 – 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81
MIR
Среда: нефть на выходе УПСВ
Влагомер товарной нефти ВСН-1
Диапазон работы 0 –100% 1 шт.
ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино Московская область
YA
Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6
Пневматический клапан /10/
5. Техническое обеспечение АСУ ТП
Автоматизированная система управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения.
В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:
- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки
управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту
возникновения информации и ее использования;
- модульность построения технических и программных средств;
-стандартизация взаимосвязей (функциональная, программная,
конструктивная) между уровнями управления;
- функционирование без постоянного присутствия обслуживающего персонала
для систем управления объектов электроснабжения.
5.1 Объекты АСУ ТП
В число технологических объектов, охватываемых АСУ ТП, входят:
1. Объекты УПН:
- нефтегазосепараторы;
- газосепараторы;
- насосы перекачки нефти и воды;
- узел учета нефти;
- узел учета газа;
- резервуары;
- отстойники;
- дренажные емкости;
- регулирующие клапаны;
- электрозадвижки.
Проектируемая АСУ ТП является интегрированной и состоит из следующих функциональных подсистем:
- АСУ ТП перекачки нефти;
- АСУ ТП объектов электроснабжения.
Структурно каждая из указанных подсистем разделена на три уровня:
1. Нижний уровень - уровень датчиков, измерительных преобразователей и исполнительных устройств, которые установлены непосредственно на технологическом оборудовании.
2. Средний уровень – это уровень сбора и обработки информации и обеспечивает управление технологическим процессом и оборудованием в соответствии с заданными алгоритмами функционирования и системой аварийных защит и сигнализации. Системы управления среднего уровня строятся на базе персональных компьютеров, объединенных в локальную вычислительную сеть (ЛВС) с организацией автоматизированных рабочих мест для специалистов предприятия.
3. Верхний уровень – уровень АРМ оператора-технолога, аппарата ЦИТС, НГДУ в данном проекте не рассматривается. Вопросы построения данного уровня и организация обмена информации со средним уровнем должны решаться отдельным проектом.
Структура контроля и управления технологическими объектами
АСУ- многоуровневые системы, построение которых у фирм-разработчиков основывается на комплектации и увязке технических средств нескольких десятков фирм-производителей данного оборудования.
Основываясь на комплексном подходе построения АСУ, ЗАО «Альбатрос» разрабатывает проектные решения и поставляет программно-аппаратные средства автоматизации технологических объектов подготовки нефти и газа.
Структурная система АСУ УПСВ представлена типовыми решениями автоматизации стандартного технологического оборудования УПСВ и увязки локальных контуров автоматического контроля в единую автоматизированную систему контроля и управления.
В качестве датчиков и сигнализаторов уровня на технологических аппаратах применяются много параметрические ультразвуковые датчики ДУУ22 и сигнализа-торы уровня ультразвуковые СУР-3. Установка одного интеллектуального датчика ДУУ2 позволяет контролировать несколько параметров: уровень, раздел фаз много-фазных жидкостей, температуру, давление. В качестве датчиков давления в системе используются преобразователи «Сапфир» и датчики избыточного давления ДИД1, температуры – термопреобразователи сопротивления типа ТСМ50. Для измерения расхода нефти используются турбинные преобразователи «Норд», расхода газа – преобразователи перепада давления типа «Сапфир-22ДД».
В локальных контурах автоматизации нефтегазосепараторов, газосепараторов, отстойников и дренажных емкостей технологическая схема реализована следующим образом: «датчик ДУУ – контроллер ГАММА-7Мв исполнениях с модулями МТС1/МТС2», «сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР-2М или СУР-3М - контроллер ГАММА-7М в исполнениях с модулями МТС1/МТС2». Подключение датчиков и сигнализаторов уровня, а также полевого измерительного оборудования со стандарт-ным токовым сигналом производится непосредственно к контроллеру микропроцес-сорному ГАММА-7М, что позволяет исключить традиционный парк вторичных приборов и дополнительных контроллеров-сборщиков. Подключение к контроллеру ГАММА-7М блока управления электроприводом БУЭП-1, позволяет построить законченные контуры контроля и управления исполнительными механизмами.
Автоматизация сбора данных по парку резервуаров выполняется на базе датчиков ДУУ 2 с гибким чувствительным элементом, позволяющих контролировать до трех уровней раздела фаз, а также многоточечных датчиков температуры ДТМ 1. Исполнение контроллера ГАММА-7М с модулем сопряжения с датчиками МСД позволяет реализовать технологическую схему измерений «один контроллер – восемь резервуаров нефтепродуктов».
При автоматизации дренажных емкостей, емкостей реагентного хозяйства, а также емкостей объектов инженерного обеспечения используются датчики уровня ДУУ4-09-ТВ со стандартным выходным токовым сигналом и гибким чувствитель-ным элементом или сигнализаторы уровня СУР-3. Подключение датчиков и сигна-лизаторов производится к контроллерам-сборщикам микропроцессорным (далее контроллеры) КСМ 2.
Управление исполнительными механизмами: электроприводными задвижками, погружными насосами, внутриплощадочными насосами перекачки осуществляется от контроллеров КСМ2, в которых заложен алгоритм управления соответствующим агрегатом. Контроллеры КСМ2, подключаются к контроллеру ГАММА-7М, образуя телеметрический комплекс, который выводит информацию о состоянии исполнительных механизмов на табло индикации, а также транслирует полученную информацию в ПЭВМ оператора. К одному контроллеру ГАММА-7М возможно подключение до восьми контроллеров КСМ2.
Контроль за состоянием насосных агрегатов по перекачки нефти реализован на базе контроллера КСМ4. Реализация задач диагностики на базе контроллера КСМ4 позволяет построить гибкую систему контроля и управления насосными агрегатами, заменив стандартный громоздкий релейно-контактный привод.
Контроллеры размещены в щитах управления, оборудованных кроссовыми клемниками, вторичными приборами, преобразователями сигналов, источниками питания, коммутационной аппаратурой.
Поставляемые системы управления технологическими объектами на базе контроллеров ГАММА-7М, КСМ2, КСМ4 компонуются на основе проектных решений с использованием оборудования, выпускаемого фирмами Schroff, Wago, Omron, Bopla, Finder, Advantech, Phoenix, Contact.
На УПСВ в помещении операторной размещается:
- приборный щит;
- шкаф с контроллером 20005;
- система обработки информации из комплекта коммерческого узла учета нефти;
- промышленный компьютер - АРМ оператора (операторская станция);
- источник бесперебойного питания;
- модем.
Комплекс технических средств АСУ ТП среднего уровня размещается в
диспетчерском пункте на опорной базе промысла.
5.2 Функции АСУ ТП
5.2.1 Функции АСУ ТП по уровням управления
В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУ ТП, распределяются по уровням следующим образом:
Нижний уровень:
- сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;
- обмен информацией (прием и передача) со средним уровнем;
- управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступающих от оператора- технолога;