Требования к отдельным подсистемам ИКСУ вертикального типа

2.3.1 Требования к автоматизированной системе управления производством цеха нефтегазового предприятия. АСУПД – это система управления производством цеха нефтегазового предприятия, представляющая собой совокупность взаимосвязанных элементов, из которых основными являются: выбранная коммерческая АСУ (например, 1С, SAP), система целей и показателей, модели бизнес-процессов, регламентирующее ее деятельность, документы и организационная структура управления.

Система целей и показателей АСУПД должна отвечать на вопрос «Чего?» необходимо достигнуть на предприятии и «Как?» будет определяться достижение целей. Модель бизнес-процессов должна отвечать на вопросы «Что?», «Когда?» (в некоторых случаях и «Как?») необходимо делать для достижения установленных целей. Организационная структура должна отвечать на вопрос «Кто?» будет делать.

Для реализации функций диспетчерского управления производством должны осуществляться:

· аккумулирование производственной информации с полевого уровня автоматизации в реальном масштабе времени;

· преобразование ее в имеющие смысл производственные события.

В частности, при решении задачи учета, должен осуществляться оперативный учёт направлений и потоков передачи исходного сырья, учет реагентов в цехе, учёт состояния основного оборудования и предоставление сведений о потребленных ресурсах.

АСУПД должна быть реализована в виде двухуровневой структуры.

На нижнем уровне АСУПД должен быть реализован программный комплекс диспетчерского SCADA-управления, который предназначен для первичных учетных операций (сбора информации о режимах транспорта газа (нефти), о поступлении, распределении и качестве транспортируемого газа (нефти), о состоянии технологического оборудования, о проводимых на оборудовании работах).

На верхнем уровне (программный комплекс диспетчерского управления производством) с использованием коммерческой АСУ (1С, SAP) должны быть реализованы функции расчетов и контроля выполнения производственного плана (например, плана транспорта газа или нефти).

Функция расчетов производственного процесса должна решать следующие задачи:

· разбивку годовых и квартальных планов, учеты по месяцам и суткам;

· пересчет суточных планов при получении информации об изменении плана транспорта газа (нефти) или изменении состояния технологического оборудования;

· передачу суточных планов и их корректировок в районный центр управления;

· расчет балансов производственной продукции за сутки;

· расчет товарно-транспортной работы за сутки и месяц;

· расчет прокачки энергоносителя (например, на участке нефте-газопровода);

· расчет потерь газа (нефти) при аварии (например, на участке трубопровода).

На нижнем уровне должны решаться следующие задачи:

· ведение электронного диспетчерского журнала, в котором фиксируются учитываемые параметры работы технологических систем;

· ведение журнала оперативных сообщений, в котором учитываются события и работы, проводимые на объектах магистральных газопроводов;

· измерение месячного потребления энергии;

· формирование отчетных форм о прокачке энергоносителя, например, газа потребителю, или расхода его на собственные нужды, о параметрах газа, паспортов газа и др.;

· отслеживание (диагностика) состояния оборудования, находящегося в работе, в ремонте, подлежащее ремонту и т.д;

· сбор статистики по выполненным работам, наработке и т.д.

Поступившая и рассчитанная информация должна использоваться для:

· построения временных трендов за любой период времени;

· формирования внутренних отчетных документов: для диспетчерского управления, для руководства предприятия, планового отдела, бухгалтерии, производственных отделов, отдела технического развития;

· формирования отраслевой отчетности;

· формирования отчетных данных для сторонних организаций.

2.3.2 Требования к системе управления техническим обслуживанием и ремонтами (АС ТОиР/ЕАМ).

Подсистема АС ТОиР/ЕАМ предназначена для повышения общей эффективности основных фондов предприятий за счет автоматизации процессов их эксплуатации, технического обслуживания и ремонта технологического компонентов оборудования, а также процессов материально-технического снабжения и ведения складского хозяйства на цеховом уровне предприятия. Основная задача системы управления основными производственными фондами состоит в повышении окупаемости инвестиций в основные производственные фонды цеха.

Она должна соответствовать требованиям ГОСТ 28.001-83 «Система технического обслуживания и ремонта техники», Федеральному Закону № 57-ФЗ от 27.07.2002г. «Налоговый кодекс Российской Федерации»; постановлению Правительства №1 от 01.01.2002г. «Классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы», приказу Минфина РФ № 264н от 30.03.2001г. «Положение о бухгалтерском учете»; и распоряжению Минпромнауки № 05-900/14-108 от 29.05.2003г. «О разработке Единого положения по планово-предупредительным ремонтам технологического и механического оборудования».

АС ТОиР/ЕАМ должна обеспечиваться компьютерной поддержкой и выполнять следующие задачи: информационное сопровождение приобретения комплектующих и нового оборудования, отслеживание состояния, информационную поддержку обслуживания и реализации основного оборудования, выводимого из эксплуатации.

АС ТОиР/ЕАМ должна обеспечивать автоматизацию следующих функций:

· описание активов с учетом иерархической модели оборудования, разработку подробного долгосрочного графика обслуживания оборудования, составление списка комплектующих, необходимых для планового и непланового производственного ремонта;

· приобретение комплектующих по требованию, логистическое обеспечение их покупки;

· управление персоналом, назначение на работы по обслуживанию в соответствии с компетенцией, навыками и опытом;

· статистический анализ производительности и надежности оборудования;

· электронный мониторинг основного оборудования;

· реализацию стратегии предупредительного обслуживания (Preventive maintenance), а также стратегии обслуживания, основанного на распределенной надежности (reliability-centered maintenance, RCM);

· обслуживание оборудования на месте и по вызову, подготовку наряд-заказов;

· финансовый анализ на основе подробного учета затрат на обслуживание оборудования;

· построение графика «отказов» оборудования;

· расчеты выгоды в финансовом плане от эксплуатации оборудования до полного отказа или от предотвращения этого отказа за счет ремонта заранее;

· электронный мониторинг состояния основного оборудования;

· своевременное выявление критичных активов и осуществление их плановой замены;

· удобство навигации за счет структурирования по типу системы Windows Explorer;

· автоматическую фиксацию подробной хронологии всех изменений и действий в периоды планирования и выполнения ремонтных работ;

· отображение текущих и будущих работ, запланированных на основании показаний контрольно-измерительных приборов времени наработки на отказ информации об интервалах между ремонтами;

· хранения всей необходимой информации, в том числе инструкций по эксплуатации, рабочих задач, перечня запчастей и инструментов.

2.3.3 Требования к АСКУЭ.

Цельюконтроля и учета энергоресурсов потребляемых цехом является получение достоверной, соответствующей действующим нормативным документам, информации о потреблении энергии (электричества, тепла, воды) для организации аналитических и коммерческих расчётов.

АСКУЭ создается для автоматизации расчётного и технического учёта поступившей на предприятие энергии, контроля и управления режимами энергопотребления на базе достоверной, метрологически обеспеченной информации, расчётного и технического учёта.

Автоматизируются следующие функции:

· Ввод информации по потреблению энергоресурсов.

· Мониторинг внутреннего производства и потребления энергоресурсов в режиме реального времени.

· Учет потребления теплоэнергетических ресурсов по видам и технологическим объектам.

· Расчет согласованного суточного и месячного баланса по видам энергоресурсов.

· Планирование потребление энергоресурсов.

· Ведение нормативно- справочной информации.

· Формирование отчетов.

• Представление оперативных и достоверных данных в бизнес-систему.

В основу проектируемой АСКУЭ должны быть заложены следующие принципы:

· Проектирование АСКУЭ должно исходить из положения, что электрическая, тепловая энергия, потребление воды – дорогой товар, а поэтому измерение ("взвешивание") этого товара должно производиться по всей его технологической цепи производства, передачи, преобразования, распределения, поставки и потребления.

· АСКУЭ должна обеспечить высокую достоверность данных энергоучета. Исходная, метрологически аттестованная база данных энергоучета должна храниться длительное время в точке измерения энергии. Этот принцип является основой обеспечения единства измерений. В случае потери или искажения исходных данных в процессе передачи их по каналам связи к тому или иному субъекту всегда существует возможность повторного обращения к источнику за недополученной информацией и перепроверки ранее поступивших данных энергоучета.

Информация об энергии, образующаяся на объектах и циркулирующая в АСКУЭ, должна быть привязана к астрономическому времени её образования.

Территориально распределенные базы данных учета электронных счетчиков должны быть синхронизированы с текущим временем часового пояса (величина рассинхронизации единого времени в масштабной АСКУЭ не должна превышать плюс-минус 3 сек). В этом случае можно говорить о единстве измерений во времени реальных процессов энергопотребления и получении достоверных, совмещенных во времени значений мощности и тарифных значений энергии по большому количеству территориально рассредоточенных точек учетного измерения потребляемой энергии компанией в целом.

Тарифные характеристики счетчика должны позволять реализовывать как существующие, так и перспективные тарифы, отличающиеся от действующих количеством тарифных зон в сторону их увеличения.

Исходной информацией для системы должны служить данные, получаемые от счётчиков расхода энергии. Сбор, первичная обработка, хранение и выдача в систему информации об энергии должны осуществляться с помощью метрологически аттестованных и защищённых от несанкционированного доступа специализированных информационно-измерительных систем или устройств сбора и передачи данных.

Система сбора и передачи информации АСКУЭ по возможности должна использовать существующую систему сбора и передачи информации АСУТП.

Тип и пропускная способность канала связи должны соответствовать задачам, решаемым на верхнем уровне АСКУЭ.

Физический цифровой интерфейс счетчиков должен относиться к классу международных стандартных (де-факто или де-юре) интерфейсов, а логический интерфейс (протокол) должен быть открыт и иметь полное однозначное и непротиворечивое описание на государственном языке.

АСКУЭ должна иметь связь с корпоративной информационной сетью (КИС), на сервер или рабочие станции которой информация передается по соответствующим каналам связи непосредственно со счетчиков или через устройства сбора и передачи данных промежуточного уровня АСКУЭ.

Программное обеспечение технических средств АСКУЭ должно соответствовать требуемым метрологическим характеристикам и иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных средств защиты (пароли доступа, ключи, регистрация событий).

АСКУЭ должна давать возможность на рабочем месте диспетчера:

· просматривать накопленную информацию;

· производить построение графиков профилей нагрузки и потребления энергии, дискретность построения профилей 10,15, 30 минут и более;

· формировать месячный профиль расчетного периода с разбивкой по суткам, с указанием потребленной энергии за каждые сутки и т.д.

· создавать отчеты о потребленной энергии;

· вести журнал нештатных ситуаций, с указанием № точки учета, даты и времени отклонение параметра от нормы;

· выводить на печать всю необходимую информацию.

Контрольные вопросы

1. Что является объектом управления в АСУ ПД?

2. Перечислить основные требования к АСУ ПД.

3. Перечислить основные требования кАС ТОиР/ЕАМ.

4. Перечислить основные требования к АСКУЭ.

5. Каким образом должны объединяться АСУ ПД, АС ТОиР/ЕАМ и АСКУЭ в единую ИКСУ?

Требования к подсистемам ИКСУ горизонтального типа (Вариант 2. Требования к автоматизированной подсистеме управления технологической безопасностью)

В данном методическом пособии программной платформой реализации ИКСУ горизонтального типа должна быть SCADA. ИКСУ должна включать в себя следующие подсистемы: АС ТОиР, подсистему пожарной сигнализации (АСПС), АСКУЗ и противоаварийную защиту (ПАЗ).

Основными задачами интеграции являются:

· обеспечение взаимодействия подсистем АС ТОиР, АСКУЗ, ПАЗ и АСПС между собой на основе SCADA;

· облегчение работы диспетчера (операторов) в аварийных случаях за счет исключения случаев повторного ввода данных, дублирования команд на разных подсистемах, облегчения восприятия и анализа данных, единообразно отображаемых в едином месте.

2.4.1. Требования к ПАЗ.

При проектировании автоматизированной системы ПАЗ должна быть предусмотрена возможность как автоматического и автоматизированного приведения в действие систем безопасности, так и ручного – для арматуры по месту ее установки. Отказ в цепи автоматического включения не должен препятствовать ручному включению и осуществлению функций безопасности. Для включения аварийной защиты должно быть достаточным воздействие на минимальное число управляющих элементов.

Проектные решения ПАЗ должны предусматривать сокращение ложных срабатываний и опасных отказов до минимума. ПАЗ должна быть в такой мере отделена от АСУ ТП (SCADA-системы), чтобы нарушение или вывод из работы любого элемента или канала АСУ ТП не влияли на способность ПАЗ выполнять свои функции.

Отказы технических и программных средств и повреждения ПАЗ должны приводить к появлению сигналов на щитах управления и побуждать оператора (диспетчера) к действиям, направленным на обеспечение безопасности технологического процесса.

В тех случаях, когда это технически невозможно, методика и средства периодических проверок ПАЗ должны выявлять имеющиеся нарушения без снижения функциональной готовности других систем и элементов безопасности и систем (элементов), важных для безопасности.

Должны быть предусмотрены автономные средства, обеспечивающие регистрацию и хранение информации, необходимой для расследования аварий. Указанные средства должны быть защищены от несанкционированного доступа и сохранять работоспособность в условиях проектных аварий и аварий, не предусмотренных проектом.

2.4.2. Требования к автоматическим системам пожарной сигнализации

ТЗ на АСПС разрабатывается в соответствии с РД 25.952-90 (РД 78.142-90) «Системы автоматического пожаротушения пожарной охранной и охранно-пожарной сигнализации. Порядок разработки задания на проектирование».

Исходными данными для проектирования являются характеристики защищаемых помещений и пожароопасных материалов и сертифицированные средства автоматической системы пожарной сигнализации:

· Приёмно-контрольные приборы автоматической системы пожарной сигнализации.

· Ручные пожарные извещатели автоматической системы пожарной сигнализации на путях эвакуации, по всем уровням здания.

· Электропитание приборов автоматической системы пожарной сигнализации в соответствии с п.4.50-4.52 СНиП 2.04.09-84 "Пожарная автоматика зданий и сооружений".

· Знаки пожарной безопасности. Виды, размеры. Общие технические требования, расстановка знаков пожарной безопасности для обозначения средств пожарной сигнализации, звуковых извещателей пожарной тревоги, эвакуационных выходов и кнопок ручного включения системы пожарной автоматики.

При выборе конкретного применяемого типа компонентов АСПС необходимо руководствоваться НПБ 110-99 и НПБ 75-98.

При выборе типа приемо-контрольного прибора (ПКП) пожарной сигнализации необходимо руководствоваться его способностью управлять системами оповещения о пожаре соответствующего типа и пожарной автоматикой, а также требованиями государственных стандартов и норм пожарной безопасности.

АСПС должна формировать управляющий сигнал на включение системы оповещения и отключения приточной вентиляции в помещении, где произошел пожар, при условии одновременного срабатывания, не менее двух пожарных извещателей в любом шлейфе пожарной сигнализации. В случае адресной системы пожарной сигнализации достаточно срабатывание одного пожарного извещателя в двухпроводной адресной линии.

Вся поступающая информация от приборов автоматической системы пожарной сигнализации «Тревога», «Пожар», «Неисправность», «Вскрытие прибора», и т.д. должна храниться в памяти на приемном пульте и в случае необходимости иметь возможность передачи на АРМ-оператора.

Условиями обнаружения пожара пожарными извещателями являются:

– появление дыма и (или) пламени в цехе;

– повышение температуры в цехе до +70ºС.

Средства обнаружения пожара (пожарные извещатели) должны располагаться таким образом, чтобы обеспечить обнаружение контролируемых факторов пожара в любой точке объекта, где возможно расположение горючих материалов, либо появление факторов пожара. Ручные пожарные извещатели должны быть доступны для их активации (включения) при возникновении пожара на объекте и устанавливаться, как правило, на путях эвакуации.

АСПС должна обеспечивать информирование дежурного персонала об обнаружении факторов пожара посредством световых и звуковых сигналов. АСПС должна обеспечивать информирование дежурного персонала об обнаружении неисправности линий связи между отдельными техническими средствами посредством световых и звуковых сигналов, отличных от сигналов о пожаре.

Линии связи между техническими средствами АСПС должны быть выполнены с учетом обеспечения функционирования АСПС при пожаре в течение времени, необходимого для обнаружения пожара, выдачи сигналов оповещения, а также времени, необходимого для управления техническими средствами, взаимодействующими с АСПС.

Приёмно-контрольные приборы АСПС должны устанавливаться в помещениях с круглосуточным пребываниям дежурного персонала (оператора), либо обеспечивать передачу формируемой информации дежурному персоналу. Пожарные извещатели, устанавливаемые на объекте, должны обеспечивать однозначное информирование людей о пожаре в течение времени эвакуации. Уровень громкости, формируемый звуковыми извещателями, в любой точке защищаемого объекта, где требуется оповещение, должен быть выше допустимого уровня шума. Световые извещатели должны обеспечивать контрастное восприятие информации в диапазоне освещенностей, характерном для защищаемого объекта.

Технические средства АСПС должны быть обеспечены бесперебойным электропитанием на время выполнения ими своих функций. Технические средства АСПС должны быть устойчивы к воздействию электромагнитных помех с предельно допустимым уровнем, характерным для защищаемого объекта. АСПС не должна оказывать отрицательного воздействия электромагнитными помехами на технические средства, применяемые на защищаемом объекте.

Технические средства АСПС в условиях нормального режима работы и в условиях неисправности должны быть безопасными с точки зрения возможности поражения персонала электрическим током и перегрева их конструктивных элементов.

Пожарная сигнализация должна представлять собой систему с лучевой архитектурой, в которой ПКП определяет зону возникновения тревожного извещения в шлейфе или двухпроводной адресной линии. В шлейф или двухпроводную адресную линию пожарной сигнализации должны быть включены обычные адресные извещатели и/или обычные пороговые извещатели.

Каждую точку защищаемой производственной зоны необходимо контролировать не менее чем двумя пожарными извещателями. Дублирующие пожарные извещатели должны быть установлены на расстоянии не более половины нормативного. При использовании адресной системы пожарной сигнализации каждую точку защищаемой поверх­ности зоны допускается контролировать одним адресным извещателем. Вывод сигналов о срабатывании пожарной сигнализации по согласованию с территориальными органами управления Государственной противопожарной службы (ГПС) и при наличии технической возможности рекомендуется осуществлять по выделенному в установленном порядке радиоканалу или другим способом в центр управления силами («01») ГПС.

2.4.3. Требования к автоматизированной системе управления техническим обслуживанием и ремонтами

АС ТОиР должнаобеспечивать выполнение следующих основных функций:

· Прием информации о контролируемых технологических параметрах от контроллеров нижних уровней и датчиков.

· Сохранение принятой информации в архивах.

· Вторичная обработка принятой информации.

· Графическое представление хода ремонта, а также принятой и архивной информации в удобной для восприятия форме.

· Прием команд оператора и передача их в адрес контроллеров нижних уровней и исполнительных механизмов.

· Регистрация событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и действиями персонала, ответственного за эксплуатацию и обслуживание системы.

· Оповещение эксплуатационного и обслуживающего персонала об обнаруженных аварийных событиях, связанных с контролируемым технологическим процессом и функционированием программно-аппаратных средств АСУ ТП с регистрацией действий персонала в аварийных ситуациях.

· Формирование сводок и других отчетных документов на основе архивной информации.

· Обмен информацией с автоматизированной системой управления предприятием (КИС).

АС ТОиР должна осуществлять следующие учетные задачи:

· Учет простоев и работы оборудования.

· Учет выявленных дефектов, нарушений и отклонений в работе оборудования.

· Учет результатов измеряемых показателей.

· Учет результатов диагностики.

· Результаты учета должны фиксироваться в специальном журнале учета.

В данном пособии рассматривается часть автоматизированной системы управления техническим обслуживанием и ремонтами: on-line мониторинг состояния оборудования и SCADA-предупреждение оператора о его несоответствии.

Оборудование, подлежащее техническому обслуживанию, должно быть разделено на два типа: роторное и нероторное. В роторном типе (у оборудования с внутренними вращающимися источниками вибрации) должна контролироваться вибрация.

Измерение вибрации машин должно осуществляться в соответствии с ГОСТ ИСО 10816, части 1-4 «Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях».

Функции мониторинга диагностики и управления оборудованием должны быть объедены в SCADA.

Результаты мониторинга состояния оборудования должны представляться в виде специальных экранных форм диспетчеру.

Для контроля оборудования, как роторного, так нероторного типов должны использоваться графики непрерывного статистического контроля в течение дня, месяца, полугода и нескольких лет.

Статистический контроль данных измерений должен осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 50779 «Статистические методы. Карты Шухарта».

2.4.4. Требования к АСКУЗ

В данном пособии рассматриваются лишь факторы поражающие здоровье работника. Для контроля уровня загазованности воздуха летучими углеводородами нефтяного ряда (парами нефти) в помещениях объектов цеха должны быть установлены стационарные системы контроля загазованности непрерывного действия.

Первичные преобразователи (датчики) систем контроля загазованности должны устанавливаться в производственных помещениях, куда возможно проникновение поражающих здоровье газов и паров, и в производственных помещениях, относящихся к классу взрывоопасных зон В-1а по ПУЭ и к классу 2 по ГОСТ Р 51330.9-99, в частности:

· в насосном зале магистральной насосной станции;

· в насосном зале промежуточной насосной станции;

· в помещении маслосистемы;

· в помещении системы сглаживания волн давления (ССВД);

· в помещении насосной откачки нефти из емкости сбора утечек;

· в помещении насосной откачки нефти из емкости ССВД;

· в помещениях измерения количества и качества нефти.

Первичные преобразователи должны устанавливаться в соответствии с требованиями РД БТ 39-0147171-003, ВУП СНЭ-87 или директивы 94/9/ EC (ATEX 95).

В одном помещении должно быть установлено не менее двух первичных преобразователей системы контроля загазованности.

Системы контроля загазованности должны обеспечивать измерение уровня загазованности атмосферы парами углеводородов, выраженного в процентах от ПДК (предельного значения вредного воздействия на рабочем месте, OEL) в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 или EH40/2005 «Допустимые концентрации в воздухе рабочей зоны, OSHA» Стандарт 29 CFR 1910.1000, таблицы Z-1 и Z-2, а также ACGIH «Справочник значений пороговой концентрации и показателей биологического воздействия».

Время установления выходного сигнала системы контроля загазованности должно быть менее 10 секунд от момента поступления смеси воздуха с парами углеводородов на чувствительный элемент первичного преобразователя системы.

Система контроля загазованности должна обеспечивать сигнализацию следующих уровней загазованности:

· предельный уровень загазованности;

· аварийный уровень загазованности.

Предельный уровень загазованности устанавливается равным 10% ПДК. Аварийный уровень загазованности устанавливается равным 30% ПДК.

Система автоматизации должна формировать:

· защиту по сигналу «Предельная загазованность в помещении» без выдержки времени после получения от системы контроля загазованности сигнала «Предельный уровень загазованности»;

· защиту по сигналу «Сохранение предельной загазованности в помещении» при сохранении в течение 10 минут сигнала «Предельный уровень загазованности»;

· защиту по сигналу «Аварийная загазованность в помещении» без выдержки времени после получения от системы контроля загазованности сигнала «Аварийный уровень загазованности».

Защита должна обеспечивать работу приточно-вытяжной вентиляции помещения технологического помещения (при наличии соответствующих систем вентиляции) в зависимости от уровня загазованности и температуры воздуха в этом помещении.

Контрольные вопросы

1. Что является объектом управления в ПАЗ, АСПС и АСКУЗ?

2. Перечислить основные требования к ПАЗ.

3. Перечислить основные требования к АСПС.

4. Перечислить основные требования к АСКУЗ.

5. Каким образом должны объединяться ПАЗ, АСПС и АСКУЗ в единую ИКСУ?