Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Приложение№4
АСУ ТП «Установки подготовки нефти» Федюшкинского нефтяного месторождения
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
НА СОЗДАНИЕ СИСТЕМЫ
г. Томск
2013г.
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ.. 4
1.1. Полное наименование системы.. 4
1.2. Перечень документов, на основании которых создается АСУ ТП.. 4
1.3. Наименование предприятий разработчика и заказчика АСУ ТП и их реквизиты.. 4
1.4. Источники и порядок финансирования работ. 4
1.5. Порядок оформления и предъявления Заказчику результата работ. 4
1.6. Нормативные ссылки. 4
1.7. Определения. 5
1.8. Обозначения и сокращения. 5
2. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ... 5
2.1. Назначение системы.. 5
2.2. Цели создания АСУ ТП.. 6
3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ.. 7
3.1. Краткие сведения об объекте автоматизации. 7
3.2. Сведения об информационной мощности УПН. 12
4. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ.. 12
4.1. Требования к системе в целом.. 12
4.1.1. Требования к структуре и функционированию системы.. 12
4.1.2. Требования к показателям назначения. 20
4.1.3. Требования к надежности. 15
4.1.4. Требования к безопасности. 16
4.1.5. Требования по эргономике. 17
4.1.6. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению.. 17
4.1.7. Требования к защите информации от несанкционированного доступа. 18
4.1.8. Требования к сохранности информации при авариях. 18
4.1.9. Требования к средствам защиты от внешних воздействий. 18
4.1.10. Требования к стандартизации и унификации. 19
4.2. Требования к функциям, выполняемым системой. 19
4.2.1. Автоматизированный сбор и первичная обработка технологической информации, определение значений параметров по измеренным сигналам.. 19
4.2.2. Предупредительная и аварийная сигнализация при выходе технологических показателей работы оборудования за установленные границы и при обнаружении неисправностей в работе оборудования АСУ ТП.. 20
4.2.3. Управление технологическими режимами работы оборудования в реальном масштабе времени, предотвращение аварийных ситуаций. 20
4.2.4. Представление технологической и системной информации. 21
4.2.5. Накопление, регистрация и хранение поступающей информации. 22
4.2.6. Автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов за определенные периоды времени. 22
4.2.7. Вывод данных на печать. 22
4.2.8. Защита собственных баз данных и программного обеспечения от разрушения при аварийных ситуациях. 23
4.2.9. Самодиагностика, выдача сообщений по отказам и предотвращение их последствий. 23
4.2.10. Конфигурирование и самодокументирование. 23
4.3. Требования к математическому обеспечению.. 23
4.4. Требования к составу, структуре и способам организации данных. 23
4.4.1 Требования к системе классификации и кодирования информации. 24
4.4.2 Требования к информационной совместимости со смежными системами. 25
4.4.3. Требования по применению систем управления базами данных. 25
4.4.4 Требования к структуре процесса сбора, обработки, передачи данных в АСУТП и представлению данных. 25
4.4.5 Требования к защите данных от разрушения при авариях и сбоях в электропитании системы.. 25
4.4.6 Требования к контролю, хранению, обновлению и восстановлению данных. 25
4.6. Требования к метрологическому обеспечению.. 26
4.7. Требования к организационному обеспечению.. 27
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВКОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ФЕДЮШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Технические требования (ТТ) на разработку автоматизированной системы управления установкой подготовки нефти (АСУ ТП УПН) является основным документом, содержащим полный перечень технических требований, по которому система создается и предъявляется ЗАКАЗЧИКУ.
В процессе выполнения работы отдельные положения ТТ, не влияющие на структуру системы и основные принципы ее построения, могут корректироваться ИСПОЛНИТЕЛЕМ по согласованию с ЗАКАЗЧИКОМ.
ТТ действуют с момента его утверждения до сдачи системы ЗАКАЗЧИКУ.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1.1. Полное наименование системы
- Автоматизированная система управления установкой подготовки нефти (АСУ ТП УПН).
1.2. Перечень документов, на основании которых создается АСУ ТП
Рабочая документации к проекту. Проект «Обустройство Федюшкинского нефтегазового месторождения. I очередь» (шифр 559-05) Сибпроект».
1.3. Наименование предприятий разработчика и заказчика АСУ ТП и их реквизиты
ЗАКАЗЧИК – нефть».
Адрес: ,.
ИСПОЛНИТЕЛЬ – выбирается на тендерной основе.
1.4. Источники и порядок финансирования работ
Работы по созданию системы финансируются нефть»
1.5. Порядок оформления и предъявления Заказчику результата работ
Материалы рабочей документации в составе, соответствующем ГОСТ 34.201-89 ИТ КС АСУ "Виды, комплектность и обозначение документов при создании Автоматизированных систем" выпускаются по отдельным видам (по согласованию с Заказчиком) и выдаются Заказчику в виде документации (по договору - не менее 4-х экземпляров).
Содержание документов проекта АСУ ТП должно соответствовать требованиям РД 50-34.698-90 Методические указания. Информационная технология. "Автоматизированные Системы. Требования к содержанию документов".
Сборка шкафов и тестирование Системы производится на производственной базе Исполнителя.
Заказчик производит предварительную приемку Системы на производственной базе Исполнителя.
1.6. Нормативные ссылки
ТТ разработано в соответствии с требованиями ГОСТ 34.602-89, РД 153-39.4-0.87-01.
При разработке технического задания учитывались следующие нормативно-технические документы и информационные материалы:
- ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
- ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы.
- ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.
- ГОСТ 34.603-92. Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем.
- РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов.
- ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационная документация.
1.7. Определения
Объекты подготовки нефти – технологические объекты автоматизации, обеспечивающие подготовку нефти.
Унифицированный интерфейс – единые правила обмена информацией и команд управления для обеспечения возможности динамической интеграции измерительных систем, датчиков или контроллеров в единую коммуникационную систему.
Программно-аппаратное обеспечение контроллера подготовки нефти – Средства управления установками и реализации алгоритмов измерения необходимых параметров, требуемая глубина архивирования измеряемых параметров, средства автоматического мониторинга состояния оборудования, средства выгрузки архивных данных.
Программное обеспечение SCADA – систем нефтедобычи – средства реализации протокола обмена данными с контроллером объекта подготовки нефти, передачи на контроллер необходимых телезагружаемых (удаленно загружаемых) параметров, реализация управляющих команд, визуализация состояния нефтяного оборудования, чтение текущих и готовых измеренных параметров.
Система управления – система контроля, измерения, управления, хранения, обработки данных и передачи информации.
1.8. Обозначения и сокращения
СА | – средства автоматизации |
ПО | – программное обеспечение |
АСУТП | – автоматизированная система управления технологическими процессами |
ППН | – подготовка и перекачка нефти |
БД | – база данных |
УПН | – установка подготовки нефти |
ПСНН | - пункт сбора и налива нефти |
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition System) | - система сбора данных и оперативного диспетчерского управления |
ОРС (OLE for Process Control) | - стандарт взаимодействия между программными компонентами SCADA системы, основанный на объектной модели COM/DCOM фирмы Microsoft |
2. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ
2.1. Назначение системы
АСУ ТП УПН предназначена для:
- Автоматизированного сбора, обработки информации и управления оборудованием УПН.
- Оптимизации работы технологического оборудования в процессе подготовки и внутрипромысловой транспортировки нефти;
- Повышения оперативности контроля параметров технологического процесса;
- Снижения трудоёмкости управления технологическими процессами нефтедобычи;
- Сбора и хранения данных для программных комплексов по расчёту баланса продукции нефть»;
- Повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе.
- повышение точности измерений и учета за счет современных средств измерения;
снижение стоимости и повышение надежности эксплуатации за счет автоматизации тех. процессов
2.2. Цели создания АСУ ТП
Основная задача АПСУ ТП УПН– это организация управления всеми технологическими операциями по: подготовке нефти, доведение ее качества до товарной, прием нефти, внутрипромысловая перекачка и хранение в резервуарном парке. Обеспечение непрерывного автоматического контроля состояния всех основных и вспомогательных систем проектируемого объекта, безопасной и эффективной эксплуатации с использованием микропроцессорных вычислительных средств управления на базе современных технологий.
3. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ
3.1. Краткие сведения об объекте автоматизации
Проектируемые объемы автоматизации и АСУТП обеспечивают:
- измерение, суммирование, регистрация расхода газа на ФВД;
- измерение давления газа на ФВД;
- регулирование давления газа на ФВД;
- измерение давления газа после ГС-1;
- регулирование давления газа после ГС-1;
- регулирование расхода газа на продувку ФНД;
- измерение, суммирование, регистрация расхода газа на ФНД;
- измерение, суммирование, регистрация расхода газа на входе НГВРП-1, П-1;
- регулирование расхода газа на входе НГВРП-1, П-1;
- измерение, суммирование, регистрация расхода газа на продувку;
- регулирование расхода газа на продувку;
- расход газа на ГПС;
Площадка сепараторов
Сепаратор нефтегазовый с предварительным сбросом воды НГСВ-1, 2
- дистанционный контроль, регулирование уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;
- дистанционный контроль, регулирование межфазного уровня нефти и воды с предупредительной сигнализацией предельных значений;
- сигнализация положения регулирующих клапанов;
- сигнализация верхнего аварийного уровня;
- дистанционный контроль давления;
Газосепаратор ГС-1
- сигнализация верхнего уровня;
Сепаратор сетчатый ГС-2
- сигнализация аварийного верхнего уровня;
- сигнализация верхнего и нижнего уровней;
- автоматический сброс конденсата по верхнему уровню;
Отстойник нефти О-1
- дистанционный контроль, регулирование межфазного уровня нефти и воды с предупредительной сигнализацией предельных значений;
- сигнализация положения регулирующего клапана;
- сигнализация верхнего аварийного уровня;
- дистанционный контроль давления;
- дистанционный контроль температуры;
Концевая сепарационная установка КСУ-1/1, КСУ-1/2
- дистанционный контроль, регулирование уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;
- сигнализация положения регулирующих клапанов;
- сигнализация верхнего аварийного уровня;
- дистанционный контроль давления;
- дистанционный контроль температуры;
- дистанционный контроль влагосодержания нефти.
Площадка подогревателей
Подогреватель нефти с прямым подогревом НГВРП-1
Основные технологические параметры по интерфейсу RS 485
Путевой подогреватель с промежуточным теплоносителем П-1
Основные технологические параметры по интерфейсу RS 485
Резервуарный парк
Резервуар нефти Р-1, Р-2 Р-3
- дистанционный контроль уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;
- дистанционный контроль межфазного уровня нефти и воды;
- сигнализация верхнего аварийного уровня;
- дистанционный контроль температуры.
Насосная станция
Насосная внутренней перекачки (Н-1, Н-2)
- сигнализация перепада давления на фильтре;
- дистанционный контроль давления на входе;
- дистанционный контроль и сигнализация давления на выходе;
- дистанционный контроль и сигнализацию максимального перегрева подшипников насоса и двигателя;
- сигнализация максимального уровня утечек сальников;
- сигнализация состояния насоса;
- автоматическое отключение насосов при загазованности 50 % от НКПВ, при пожаре, при понижении и повышении давления на выходе, при максимальном уровне утечек сальников, при повышении температуры подшипников;
- контроль и сигнализация загазованности ;
- включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ;
- управление электрообогревом (не ниже 5ºC);
- автоматическое включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ, автоматическое отключение вентилятора при загазованности 50 % от НКПВ при пожаре;
- сигнализация состояния вентилятора.
Насосная внешней перекачки (Н-1, Н-2, Н-3, Н4)
- сигнализация перепада давления на фильтре;
- дистанционный контроль давления на входе;
- дистанционный контроль и сигнализация давления на выходе;
- дистанционный контроль и сигнализацию максимального перегрева подшипников насоса и двигателя;
- сигнализация максимального уровня утечек сальников;
- сигнализация состояния насоса;
- автоматическое отключение насосов при загазованности 50 % от НКПВ, при пожаре, при понижении и повышении давления на выходе, при максимальном уровне утечек сальников, при повышении температуры подшипников;
- контроль и сигнализация загазованности ;
- включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ;
- управление электрообогревом (не ниже 5ºC);
- автоматическое включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ, автоматическое отключение вентилятора при загазованности 50 % от НКПВ при пожаре;
- сигнализация состояния вентилятора.
-контроль расхода нефти;
- управление регулирующим клапаном.
Блок дозирования реагентов БДР (3 шт.)
Станция управления с типовым программным обеспечением поддерживает:
- управление приводами насосов-дозаторов: локальное - пуск \ останов с пульта ручного управления; удаленное – пуск \ останов по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI), возможен перехват локального управления удаленным;
- программируемое время запуска привода (на время старта игнорируется
ситуация «давление ниже минимума»);
- автоматическую остановку закачки по:
§ контролю давления в линии нагнетания;
§ контролю уровня в емкости реагента;
§ выходу из строя датчиков давления или уровня на связанных с дозатором емкости или линии нагнетания;
- три программируемых режима работы приводов дозаторов:
§ непрерывный;
§ однократный (на заданное время);
§ циклический (периодический останов и запуск привода);
- автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива
сведений о последней аварийной ситуации приводов дозаторов (дата, время, причина аварии);
- контроль состояния давления в линии нагнетания по аналоговому сигналу, автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива сведений о последнем выходе давления за установленные пределы (дата, время, выход за минимум \ максимум) по каждой линии;
- управление приводами насосов заполнения \ перемешивания емкостей: локальное - пуск \ остановка с пульта ручного управления; удаленное – пуск \
остановка по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI), возможно блокирование локального управления удаленным;
- доступ по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI ) к состоянию датчиков несанкционированного доступа в помещение; пожарной сигнализации;
газоанализатора (порог1,порог2,отказ) и сигнала технологической аварии;
автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива
сведений об последнем появлении каждого из упомянутых сигналов (дата, время появления); защелкивание упомянутых сигналов (кроме сигнала технологической аварии) в памяти станции управления для гарантии регистрации события квитированием по сети RS 485.
Емкости дренажные Е-03; Е-04;Е-05;Е-07Емкость аварийного сброса масла Е-06
- Измерение уровня;
- сигнализация нижнего, верхнего, аварийного верхнего уровня;
- управление насосом (отключение) по минимальному уровню в емкости;
- сигнализация состояния насоса.
Факельное хозяйство
Факельная установка
Выдача аварийного сигнала в шкаф контроллеров в операторную:
- погасание пламени дежурных горелок;
- аварийная ситуация.
Проектом предусматривается:
- контроль расхода газа на факел;
Емкость - конденсатосборник Е-О1 (Е-О2)
- дистанционный контроль уровня;
- сигнализация аварийного верхнего, верхнего и нижнего уровней;
- автоматическое включение насоса Н-01 (Н-02) по верхнему уровню;
- дистанционный контроль давления на нагнетании насоса;
- сигнализация максимального и минимального давления на нагнетании насоса;
- автоматическое открытие задвижки Аз-1 (Аз-2) по набору давления в напорном трубопроводе, закрытие при отключении насоса;
- противоаварийная защита насоса Н-01 (Н-02) по нижнему уровню в Е-01 (Е-02);
- сигнализация состояния насоса Н-01 (Н-02) и электрозадвижки Аз-1 (Аз-2).
Установка подготовки воды С-2
- дистанционный контроль, регулирование уровня воды сеномана с предуп-редительной сигнализацией предельных значений;
- сигнализация положения регулирующего клапана;
- сигнализация верхнего аварийного уровня;
- дистанционный контроль температуры.
Резервуар противопожарного запаса воды Е-101/1,2
- дистанционный контроль уровня;
- дистанционный контроль температуры;
- сигнализация верхнего, среднего и нижнего уровней.
Насосная над артскважиной (2шт.)
- передача сигнализации минимальной температуры в помещении укрытия артскважины (+5ºC) и сигнализации состояния насоса (включен) на верхний уровень
Пункт слива нефти
Емкость приема нефти (2шт.)
- Измерение уровня;
- сигнализация нижнего, верхнего, аварийного верхнего уровня;
- управление насосом (отключение) по минимальному уровню в емкости;
- сигнализация состояния насоса.
Площадка слива нефти
- контроль загазованности (ДВК);
- звуковую и световую сигнализацию загазованности при 20% НКПВ и 50% НКПВ по месту;
Склад химреагентов
- контроль загазованности (ДВК);
- звуковую и световую сигнализацию загазованности при 20% НКПВ и 50% НКПВ по месту;
3.2. Сведения об информационной мощности УПН.
Ориентировочные данные, характеризующие информационную мощность УПН, приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1.
№№ п/п | Наименование объекта | Входные сигналы | Выходные сигналы |
| ||
Аналоговые | Дискретные | Аналоговые | Дискретные |
| ||
4-20мА | RS-485 | С. К. | Авых | Двых | ||
1. | УПН | 98 | 60 | 248 | 12 | 74 |
Итого: 521 | ||||||
4. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ
4.1. Требования к системе в целом
Создаваемая АСУ ТП УПН должна соответствовать ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ «Автоматизированные Системы Управления. Общие требования», с учетом требований, изложенных в настоящем ТЗ, а также ПБ , ПБ и другим действующим нормативным документам, касающихся АСУ ТП.
4.1.1. Требования к структуре и функционированию системы
В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУТП, распределяются по уровням следующим образом:
Нижний уровень:
- сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;
- управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступивших от верхнего уровня управления или от оператора - технолога;
- обмен информацией (прием и передача) с верхним уровнем управления;
- автотестирование элементов местной автоматики, контроллера.
Верхний уровень:
- сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса, поступающей от контроллера нижнего уровня управления;
- внутренняя обработка и хранение информации, формирование базы данных;
- индикация и регистрация информации;
- составление оперативных сводок, отчетных и справочных документов;
- формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействий по поддержанию заданных технологических режимов;
- диагностика работы технологического оборудования, технических и программных средств системы управления;
- обмен данных между центральным диспетчерским пунктом ДП, операторной УПН, блоком управления БКНС, и пультовой энергокомплекса посредством каналов передачи данных, корпоративной информационной связи;
- автоматическую диагностику функционирования элементов системы.
Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУТП, датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществить следующие основные функции АСУТП по контролю и управлению этими объектами:
- автоматическое и дистанционное управление приводами основных механизмов, защиты и блокировки при возникновении аварийных ситуаций;
- индикацию и регистрацию режимных и учетных технологических параметров;
- сигнализацию аварийную о предельных значениях технологических параметров;
- сигнализацию предупредительную об отклонениях от нормы режимных технологических параметров;
- сигнализацию исполнительную о состоянии приводов (включено, отключено);
- контроль параметров, обеспечивающих выполнение требований техники безопасности и охраны окружающей среды.
Проектируемые программно-технические средства автоматизации обеспечивают:
- местный и дистанционный контроль основных параметров, характеризующих
технологический процесс и состояние объекта;
- работу технологических объектов в условиях нормальной эксплуатации в автоматическом режиме с заданными параметрами технологического процесса;
- автоматическую защиту технологического оборудования от аварийных режимов
эксплуатации;
- автоматизированный контроль функционирующих объектов и оборудования, анализ режимов работы, оценку работы и состояния технологического оборудования, оперативное обнаружение и локализацию неисправностей и аварийных ситуаций, реализацию поступающих команд управления;
- сбор, обработку и представление информации специалистам нефтепромысла о параметрах технологического процесса и состояния оборудования в реальном масштабе времени.
АСУ ТП включает в себя следующие уровни иерархии:
- Уровень возникновения информации – уровень процесса.
Локальные системы контроля, защиты и управления технологическим оборудованием, установленные непосредственно на объекте, способные работать автономно и/или как низовые подсистемы для систем автоматизации других видов. На этом уровне формируется первичная информация, поступающая в АСУТП, на этот уровень адресуются управляющие воздействия. Технические средства уровня процесса: датчики, преобразователи, исполнительные механизмы, регуляторы, вторичные приборы, установленные по месту или в операторной, щиты и пульты;
- Уровень контроля и управления технологическим процессом.
Системы автоматизации контроля и управления группой взаимосвязанных технологических объектов (станция управления, установка, куст скважин). Технические средства данного уровня: промышленные компьютеры, программируемые контроллеры, микроконтроллеры, полевая шина, локальные вычислительные сети, установленные в операторной или аппаратном блоке технологического объекта;
- Уровень связи – уровень коммуникационного оборудования.
Сеть передачи данных с требуемой пропускной способностью. Локальные распределенные сети. Коммуникационное оборудование выбирается исходя из требуемой пропускной способности сети передачи данных, необходимых интерфейсов;
- Уровень оператора - уровень человеко-машинных интерфейсов (Human-Mashine-Interface – HMI). На этом уровне реализуются функции оперативного (диспетчерского) контроля и управления технологическими объектами, осуществляется взаимодействие пользователя с технологическим процессом через человеко-машинный интерфейс. Программные пакеты позволяют организовывать связь в режиме реального времени с технологическим процессом, визуализацию информации на экране монитора в удобном для оператора виде, контроль нештатных ситуаций, хранение и обработку информации.
4.1.2. Требования к показателям назначения
АСУ ТП должна иметь гибкую структуру, легко адаптироваться к изменению технологической схемы установки, к дрейфу характеристик процессов во времени, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов участвующих в них
Резерв нижнего уровня АСУ ТП по каналам ввода-вывода должен составлять не менее 10% по каждому типу сигнала.
В шкафах управления (контроллеров) АСУ ТП должно быть предусмотрено свободное пространство не менее 10% для обеспечения возможности установки дополнительных плат, модулей и др. Данное требование не должно приводить к существенному увеличению количества шкафов.
Кроме аппаратурного резерва АСУТП должна обладать временной и функциональной избыточностью (степень загруженности контроллеров, запас емкости памяти и свободных функциональных блоков и т. д.).
4.1.3. Требования к надежности
Показатели надежности АСУ ТП должны отвечать требованиям ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ "Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами. Надежность. Основные положения" и п.6.3.2. ПБ "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств". Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 01.01.2001.
При анализе надежности АСУТП необходимо учитывать, что элементы, входящие в состав какой-либо функциональной подсистемы, могут и должны решать задачи взаимной компенсации некоторых нарушений нормальной работы, предотвращая переход этих нарушений в отказы выполнения соответствующей функции, либо минимизируя их неблагоприятные последствия:
- Программное обеспечение функциональной подсистемы должно предотвращать возникновение отказов в выполнении функций АСУТП при отказах технических средств функциональной подсистемы и при ошибках персонала, участвующего в выполнении этой функции, либо должно обеспечить перевод отказов, ведущих к большим потерям, в отказы, сопряженные с меньшими потерями.
- Технические средства функциональной подсистемы не должны допускать перехода определенных нарушений в работе программного обеспечения и действий персонала в отказ выполнения функций АСУТП, либо минимизировать последствия отказа.
- Технологический и эксплуатационный персонал должен принимать активные меры к недопущению отказов в работе функциональной подсистемы при отказах технических средств или при появлении ошибок в программном обеспечении, либо к снижению потерь от таких отказов.
Проектируемая АСУ ТП должна соответствовать ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ "Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами. Надежность. Основные положения". При проектировании должны быть выполнены:
- анализ функций разрабатываемой АСУТП;
- определение конкретного содержания понятия ОТКАЗ и критериев отказов по каждой функции;
- оценка показателей надежности окончательного варианта построения АСУТП;
Показатели надежности системы оцениваются расчетным методом в процессе разработки рабочей документации. На стадии внедрения надежность оценивается по фактическим статистическим данным о сбоях и отказах системы.
АСУ ТП должна быть многофункциональной, восстанавливаемой и должна характеризоваться показателями безотказности (наработка на отказ в тыс. часов, коэффициенты готовности и пр.) по основным категориям выполняемых функций.
АСУТП должна отвечать следующим требованиям к надежности (с учетом ГОСТ 27.003-90 «Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности»):
- Среднее время восстановления функций, не должно превышать 0.5 часа. В это время должно входить, помимо времени обнаружения отказа и замены отказавшего сменного блока, организационное время, затрачиваемое на вызов специалиста, на получение и доставку исправного блока из комплекта ЗИП к месту расположения оборудования и его проверку;
- Для АСУТП комплексным показателем надежности по каждой функции является коэффициент готовности. Коэффициент готовности, должен быть не менее 0.995;
- Средний срок службы – не менее 20 лет с учетом проведения восстановительных работ (см. ГОСТ "Средства вычислительной техники. Общие требования, правила приемки, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение", п.1.4).
Ниже приводятся основные меры, которые необходимо предусмотреть для обеспечения надежности КТС и программного обеспечения.
Система должна быть запитана от блока (блоков) бесперебойного питания (ББП) с тем, чтобы функции управления и защиты выполнялись АСУТП при сбоях электроснабжения. Системы бесперебойного электропитания должны обеспечивать функционирование системы в течении как минимум 30 минут после пропадания электропитания на входе ББП.
Должна быть реализована система контроля электропитания оборудования системы.
КТС АСУ ТП должен иметь самодиагностику и световую индикацию исправного состояния, а также сигнализацию при обнаружении нарушений в работе оборудования.
В системе должны быть использованы резервированные варианты построения необходимого уровня и объема. Достаточность резервирования и его тип обосновываются Разработчиками Проекта. Как минимум в составе системы верхнего уровня должны быть дублированы:
- процессорные модули;
- станции оператора – резервирование обеспечивается использованием нескольких станций, содержащих полную базу данных, т. е. выход из строя одной станции оператора не лишит операторов-технологов возможности контроля и управления, а также архивирования данных;
- все промышленные сети;
- собственные (внутренние) источники питания системы.
АСУ ТП должна допускать восстановление отдельных ее частей без прерывания функционирования всей АСУТП.
Технические характеристики системы должны обеспечивать взаимозаменяемость одноименных технических средств без каких-либо изменений и регулировки в остальных устройствах.
4.1.4. Требования к безопасности
Технологические процессы подготовки, хранения и перекачки нефти характеризуются применением токсичных, пожаро - и взрывоопасных продуктов, что в совокупности предъявляет повышенные требования к АСУТП.
Технические средства, устанавливаемые в помещениях операторных – нормального исполнения, но должны иметь искробезопасные барьеры..
Технические средства АСУТП должны соответствовать требованиям "Правил устройства электроустановок" ПУЭ - 6 издание, ГОСТ 12.2.070-81 ССБТ "Изделия электрические. Общие требования безопасности" и ГОСТ "Машины вычислительные и системы обработки данных. Требования электрической и механической безопасности и методы испытаний".
Все внешние элементы технических средств АСУ ТП, находящиеся под напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения человека, а сами технические средства - заземлены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ "Электробезопасность. Защитное заземление, зануление" и ПУЭ-2006.
В общем случае должны быть предусмотрены два контура заземления для оборудования системы :
- контур защитного заземления с сопротивлением не более 4 Ом;
- контур информационного заземления с сопротивлением не более 1 Ом.
Информационное заземление необходимо так же для исключения сбоев в работе средств вычислительной и другой техники АСУТП.
Необходимость информационного контура заземления определяется разработчиком в процессе создания АСУТП.
Технические средства должны быть установлены так, чтобы обеспечивалась безопасность при их монтаже, наладке, эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.
Уровни шума и звуковой мощности в местах расположения персонала не должны превышать значений, установленных ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ "Шум. Общие требования безопасности" и санитарными нормами. При этом должны быть учтены уровни шумов и звуковой мощности, создаваемые всеми источниками.
Требования безопасности при монтаже, наладке, эксплуатации, обслуживании и ремонте технических средств АСУТП должны быть приведены в документации на технические средства.
Общие требования по технике безопасности при эксплуатации АСУТП должны устанавливаться специальным разделом инструкции по эксплуатации.
4.1.5. Требования по эргономике
Взаимодействие человека с АСУТП осуществляется через операторскую станцию.
Размеры экрана должны быть не менее 21 дюйма по диагонали.
Отображение информации на экране цветного графического дисплея должно обеспечивать получение оператором - технологом полной характеристики текущего состояния технологического процесса и оборудования и возможность управления ими в виде, наиболее удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации
Фрагменты изображения не должны быть перенасыщены информацией и разнообразием цветовой гаммы. Фон графических экранов должен быть неярким и выбран из "спокойной" цветовой гаммы.
Предупредительная и аварийная сигнализации должны сопровождаться мерцанием и изменением цвета цифровых значений переменных, фона, графических объектов на экранах дисплеев, звуковой сигнализацией.
Все сообщения и надписи для операторов-технологов должны быть, как правило, на русском языке, за некоторыми возможными исключениями – например номеров позиций КИП, системных сообщений.
Общие эргономические требования к залу операторов и расположению рабочих мест должны соответствовать ГОСТ "Зал и кабины операторов. Взаимное расположение рабочих мест. Общие эргономические требования к расположению рабочих мест".
Общие эргономические требования, регламентирующие организацию рабочего места, взаимное расположение средств связи в пределах одного рабочего места – по ГОСТ "Система Человек – машина. Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабочего места. Общие эргономические требования".
4.1.6. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению
АСУ ТП должна быть рассчитана на круглосуточный режим работы, с остановкой на профилактику не чаще, чем 1 раз в год в период капитального ремонта технологического объекта.
Виды, периодичность и регламент обслуживания технических средств должны быть указаны в соответствующих инструкциях по эксплуатации.
Электропитание технических средств АСУ ТП должно осуществляться следующим образом:
- нижний уровень АСУТП УПН– выполнен от однофазной сети переменного тока 220 В (+10%,-15%), 50 Гц (+-1 Гц) и от трехфазной сети переменного тока 380 В (+10%, -15%), 50 Гц (+-1Гц). Надежность электроснабжения вновь проектируемого оборудования должна соответствовать особой группе I категории, т. е. электропитание должно производиться от двух независимых фидеров через агрегат бесперебойного питания (АБП);
- верхний уровень АСУ ТП - уровень диспетчерской службы от однофазной сети переменного тока 220 В (+10%, -15%), 50 Гц (+- 1 Гц). Надежность электроснабжения должна соответствовать I категории, т. е. должны быть предусмотрены резервные источники питания. Ввод резервных источников питания должен производиться автоматически. Время переключения на резервное питание должно быть не более 20 мс.
4.1.7. Требования к защите информации от несанкционированного доступа
В соответствии с требованиями ПБ : - для обеспечения нормального функционирования АСУТП и предотвращения несанкционированного вмешательства в ход технологического процесса должна быть предусмотрена защита информации от несанкционированного доступа.
Защита должна быть обеспечена с помощью ключей или программных паролей.
С целью защиты информации АСУТП должна обладать следующими возможностями:
- каждый пользователь получает доступ в АСУТП только с использованием пароля;
- для индивидуальных пользователей, либо групп пользователей, должны быть установлены различные уровни доступа.
- каждый пользователь соответственно уровню доступа должен иметь определенный набор разрешенных возможностей для просмотра или изменения данных и управляющих функций.
АСУТП должна автоматически вести учет пользователей с регистрацией информации о начале и окончании работы, а также о действиях операторов-технологов в процессе работы. Эти данные должны быть защищены от возможного вмешательства и изменения после их регистрации.
4.1.8. Требования к сохранности информации при авариях
Временный отказ технических средств или потеря электропитания не должны приводить к разрушению накопленной или усредненной во времени информации.
4.1.9. Требования к средствам защиты от внешних воздействий
Технические средства АСУ ТП должны быть устойчивы:
- к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха;
- к воздействию механических факторов;
- к воздействию внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания.
Климатические условия, при которых КТС должны выдерживать транспортировку, должны быть следующими:
- температура окружающего воздуха от -50 до +50 оС;
- относительная влажность окружающего воздуха от 30 до 90 % при температуре +25 оС;
- атмосферное давление от 84 кПа до 107 кПа (от 630 до 800 мм. рт. ст.);
- вибрация с частотой от 10 до 55 Гц с амплитудой до 0,5 мм.
Защита технических средств от внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания должна быть достаточной для нормального функционирования АСУ ТП. Для этих целей применяются специальные аппаратные (схемные) и программные решения:
- гальваническая развязка технических средств от технологического оборудования;
- применение экранированных пар для передачи электрических сигналов;
- фильтрация помех по цепям питания и информационным цепям;
- применение элементной базы, обладающей повышенной помехозащищенностью.
4.1.10. Требования к стандартизации и унификации
Разрабатываемая АСУ ТП должна быть универсальной, обеспечивать возможность ее использования на широком классе объектов управления и соответствовать достигнутому мировому уровню в области создания АСУТП по функциональному развитию, удобству эксплуатации и обслуживания.
Технические средства зарубежного производства должны иметь необходимые Российские сертификаты.
При разработке схем автоматизации и соответствующих мнемосхем, а также при кодировке позиций КИПиА следует придерживаться существующих отечественных стандартов:
- ГОСТ 21.404-85 "Автоматизация производственных процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах".
Номера позиций КИПиА должны быть строго индивидуальны, не повторяться и согласовываться системой обозначения позиций в проектной документации.
4.2. Требования к функциям, выполняемым системой
4.2.1. Автоматизированный сбор и первичная обработка технологической информации, определение значений параметров по измеренным сигналам
Сбор и первичная обработка технологической информации включает в себя:
- опрос аналоговых и дискретных датчиков КИП, нормирующих преобразователей, дискретных сигналов изменения состояния оборудования, частотно-импульсных сигналов от интегрирующих счетчиков, прием информации от интеллектуальных расходомеров и станций управления и пр.;
- фильтрацию сигналов от высокочастотных помех и выбросов;
- масштабирование и перевод в действительные значения в соответствии с градуировочными характеристиками аналоговых измерительных элементов.
Период опроса определяется для каждого конкретного параметра индивидуально в зависимости от важности позиции и быстроты протекания контролируемого технологического процесса. время цикла опроса аналоговых сигналов не более 5 сек.;
- время цикла опроса дискретных сигналов не более 5 сек;
- время опроса последовательных программ не более 5сек.
Первичная обработка должна обеспечить достоверность принимаемой информации. Для этого АСУТП должна иметь возможность определения короткого замыкания и обрыва цепи датчика – для аналоговых приборов, фильтрацию сигналов от высокочастотных помех и выбросов.
В АСУТП должен иметься набор коэффициентов постоянной времени фильтрации входного сигнала.
При обнаружении неисправности в цепи датчика должен генерироваться аварийный сигнал. При этом позиция может быть сконфигурирована таким образом, что текущее значение измеряемого параметра "замораживается" на величине = "до неисправности" и/или регулятор переходит в ручной режим.
4.2.2. Предупредительная и аварийная сигнализация при выходе технологических показателей работы оборудования за установленные границы и при обнаружении неисправностей в работе оборудования АСУ ТП
На операторских станциях АСУ ТП должна быть предусмотрена световая и звуковая сигнализация с возможностью квитирования.
Световая сигнализация должна реализовываться мерцанием и изменением цвета цифровых значений переменных, фона и графических объектов на экранах дисплеев. После квитирования - мерцание прекращается, а цвет остается соответствующим состоянию переменных.
АСУ ТП должна обеспечивать срабатывание сигнализации:
- при нарушении регламентных границ технологических переменных. При этом сигнализация должна быть как минимум двух уровней - предупредительная и аварийная;
- при обнаружении загазованности в пределах технологического объекта;
- при обнаружении неисправности в работе собственного оборудования или получении сигнала о неисправной работе подсистем, датчиков, исполнительных механизмов АСУ ТП и прочего оборудования.
4.2.3. Управление технологическими режимами работы оборудования в реальном масштабе времени, предотвращение аварийных ситуаций
АСУТП должна обеспечивать формирование значения управляющего воздействия, проверку его на допустимость (превышение скорости изменения, границ по max, min, корректность работы по сигналам самодиагностики) и выдачу управляющего воздействия на исполнительный механизм с периодом не более 1 секунды.
При этом, для аналоговых выходных сигналов должна производиться проверка выходной цепи на обрыв и короткое замыкание. При обнаружении неисправности в цепи должен генерироваться аварийный сигнал.
При этом могут применяться одноконтурные и каскадные схемы регулирования.
В каждом контуре должна быть предусмотрена возможность ручного дистанционного управления с пульта оператора. При этом должен обеспечиваться безударный переход с режима ручного управления на автоматическое регулирование и наоборот. Этот переход должен выполняться не более чем за 1 сек и быть достаточно простым для оператора.
Переход регуляторов в ручной режим должен осуществляться:
- по инициативе оператора;
- автоматически при обнаружении неисправности линии датчика либо исполнительного механизма в любое заранее заданное состояние: min, max, n%, замораживание.
Настройка параметров регуляторов должна производиться с пульта оператора-технолога в процессе работы АСУ ТП, а коррекция алгоритмов программно-логического управления - на инструментальном комплексе (инженерная станция) с последующей перезагрузкой программы в регулирующий контроллер.
Все действия оператора-технолога по связи с АСУ ТП должны быть защищены от возможных ошибок. Для этого, в особо важных случаях, при попытке оператора провести некоторые управляющие воздействия, АСУ ТП должна запросить подтверждение действия.
Ошибочные действия оператора должны диагностироваться и игнорироваться АСУТП, с обязательным оповещением. Должна существовать система подсказок, которая должна сообщать оператору о его ошибке и каким образом эту ошибку устранить.
Кнопки и ключи должны быть защищены от случайного нажатия или переключения. С этой целью они могут быть закрыты защитными крышками, шторками либо их расположение должно исключать случайные воздействия.
4.2.4. Представление технологической и системной информации
Функция отображения информации должна обеспечить по запросу оператора-технолога вывод на экран цветного графического дисплея оперативной информации о состоянии технологического процесса и оборудования, представляемой в виде мнемосхем, трендов, сводок и пр.
Числовые значения технологических параметров и графики выводятся в физических единицах измерения.
На выводимых кадрах должна быть предусмотрена предупредительная и аварийная сигнализация по двум границам нарушений (верхней и нижней), сигнализация выхода за границы достоверности и сигнализация обрыва цепей входа/выхода.
Информация с процесса должна обновляться на каждом вызванном кадре с частотой не более 1 раза в секунду.
Время реакции на вызов кадра - не более 1.5 сек для часто вызываемых кадров и не более 5 сек для остальных кадров.
В SCADA должны быть предусмотрены сводки данных по контроллерам, по типу переменных (аналоговые, дискретные, счетчики и т. д.), сводки событий и активных тревог.
В АСУТП должны быть предусмотрены как минимум следующие рабочие панели (дисплеи, окна):
1. Панели общего обзора
Предназначены для контроля за работой всего производства и для получения быстрого доступа к более подробным панелям.
2. Мнемосхемы
Представляют собой графические изображения технологических блоков и оборудования, средств КИП, отображают структуру алгоритмов управления и их состояние
3. Панели настройки
Предоставляют доступ для контроля и изменения настроечных параметров конкретной позиции.
4. Панели сигналов тревоги
Отражают в хронологическом порядке срабатывания технологической сигнализации в ходе процесса.
5. Панели трендов
Должны быть предусмотрены 2 вида отображения трендов:
- панель группы трендов (стандартно 8 шт.)
- панель одиночного тренда.
Оператору-технологу должны быть предоставлены простые и естественные способы вызова и ввода данных для различных панелей:
- Вызов из мнемосхемы по условному изображению.
- Выбор из меню;
- Ввод данных через соответствующую зону на экране.
4.2.5. Накопление, регистрация и хранение поступающей информации
В АСУ ТП должны регистрироваться и архивироваться в хронологическом порядке с возможностью последующего просмотра и вывода на печать:
- данные о ходе технологического процесса – числовые значения измеренных величин с заданной периодичностью (тренды) в том числе накопленные данные технико-экономических показателей;
- действия оператора – с регистрацией содержания и времени произведенных операций;
- срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, срабатывание защит, с указанием номеров позиций, величины параметра, времени срабатывания и времени восстановления параметра в нормальное состояние;
- аварийные сигналы диагностики, с указанием неисправности, времени их возникновения, а также восстановления нормального состояния.
Фиксирование времени появления дискретных событий должно обеспечиваться с точностью (дискретностью) не хуже 1 сек.
Должны быть предусмотрены три типа трендов:
- мгновенный тренд, график значений переменной появляется с момента вызова тренда.
- быстрый тренд, с периодом записи от одной секунды.
- исторический тренд, дающий возможность просматривать значения параметра за определенный период времени (до 30-х суток). График может «прокручиваться» вперед и назад по оси времени с возможностью просмотра числовых значений параметров (в физических единицах) по каждой выборке.
Если период наблюдения очень большой, то каждое измерение может представлять усредненные данные. Архивные данные должны храниться в энергонезависимых носителях информации, как правило, на сервере. Должна быть предусмотрена возможность их копирования на CD-ROM или CD-RW.
4.2.6. Автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов за определенные периоды времени
В АСУ ТП должно происходить автоматическое составление отчетов по заданной форме на основе собранной информации и, при необходимости, вывод их на печать:
- режимный лист оператора-технолога (1 раз за сутки);
- отчет о действиях операторов, о нарушениях регламентных границ технологических параметров, о системных сообщениях (по требованию и/или автоматически по мере возникновения событий);
- архивная информация по выбранным позициям в виде таблиц либо трендов за определенное время (по требованию).
Документация по режимным листам и хозрасчетным показателям печатается в табличных формах.
4.2.7. Вывод данных на печать
В системе должен быть предусмотрен принтер печати отчетов.
Любую информацию по установке (мнемосхемы, тренды и пр.) операторы-технологи в любой момент времени должны иметь возможность вывести на печать. Печать по требованию будет осуществляться через принтер отчетов.
4.2.8. Защита собственных баз данных и программного обеспечения от разрушения при аварийных ситуациях
Отказ технических средств системы или потеря электропитания не должны приводить к разрушению операционной системы, потере собственной конфигурации, а так же настроечных параметров функциональных блоков.
Для этого может быть предусмотрена батарейная поддержка или другие средства (например, сохранение информации в энергонезависимой памяти, на жестком диске и пр.), позволяющие сохранять параметры и программы при отсутствии электроэнергии в течении длительного времени (не менее 3-х месяцев).
4.2.9. Самодиагностика, выдача сообщений по отказам и предотвращение их последствий
В АСУ ТП должны быть предусмотрены меры по минимизации последствий отказов и их влияния на ход технологического процесса.
Не каждый отказ может и должен привести к аварийной ситуации. АСУ ТП должна оценивать значимость отказа технических средств и по отдельным его видам игнорировать отказавшие функции с выдачей сообщения оператору.
4.2.10. Конфигурирование и самодокументирование
АСУ ТП НП должна иметь полный набор аппаратного и программного обеспечения для создания и изменения собственной конфигурации. При этом должна быть предусмотрена возможность загрузки измененных или созданных программ в отдельные узлы при работе системы без нарушения ее работы в режиме ON-LINE.
Изменение (либо создание) конфигурации должно производиться с инженерной станции – рабочего места инженера программиста.
Система должна иметь возможность самодокументирования – вывода описания конфигурации и прикладного программного обеспечения на печать.
4.3. Требования к математическому обеспечению
Математическое обеспечение (МО) должно включать в себя методы и алгоритмы, необходимые для выполнения функций системы.
Используемые алгоритмы по возможности должны быть унифицированы, и разрабатываться по модульному принципу.
МО должно обеспечить реализацию основных функций:
- первичной обработки сигналов;
- обработки, накопления, усреднения, интегрирования и внесения корректив;
- программно-логического и непрерывного управления;
- создание простейших математических моделей технологических объектов
4.4. Требования к составу, структуре и способам организации данных
Информационное обеспечение АСУ ТП включает в себя следующие категории данных:
- оперативные данные - текущие значения технологических переменных, поступающих в АСУ ТП в результате опроса и первичной переработки информации и текущее состояние оборудования;
- обработанные данные - усредненные или сглаженные за определенные периоды времени значения переменных, в том числе в виде трендов, расчетные значения технико-экономических показателей в виде отчетных документов, их средние, интегральные и удельные значения за определенные периоды (час, смена, сутки, месяц, год);
- данные о нарушениях регламента технологического процесса в хронологическом порядке;
- данные о изменении состояния технологического оборудования в хронологическом порядке;
- данные лабораторных анализов и прочие параметры, вводимые вручную;
- конфигурация;
- границы переменных, настроечные параметры алгоритмов управления.
Структура построения данных должна основываться на единой базе данных (БД).
4.4.1 Требования к системе классификации и кодирования информации
Система классификации и кодирования информации должны включать в себя соглашения по шифрам аналоговых и дискретных точек ввода/вывода и цветам индикации нарушений регламентных норм и состояний оборудования.
Каждая аналоговая и дискретная точка ввода/вывода должна иметь уникальный шифр (идентификатор), состоящий из символьной строки длиной до 8 символов. Структура шифра должна иметь следующий вид:
ХYYYYYYY,
где Х - тип сигнала,
YYYYYYY - позиция по проекту и/или другая информация
Тип сигнала определяется следующим образом:
Т - температура
Р - давление
F - расход
L - уровень
Z - сигнал состояния или управления электрозадвижкой
Н - сигнал состояния или управления насосом
Q – загазованность
D - плотность
В документации должна быть представлена таблица соответствия позиций по проекту и идентификаторов точек ввода/вывода.
Цвета индикации нарушений регламентных норм и состояний оборудования должны подчиняться соглашениям, приведенным в табл.4.2.
Таблица 4.2
Состояние, нарушение | Цвет элемента индикации |
Нормальное значение, состояние | зеленый |
Нарушение предупредительных границ, срабатывание предупредительной сигнализации | желтый |
Нарушение аварийных границ, срабатывание аварийной сигнализации | красный |
Недостоверное значение неисправность | синий |
Перечень, формы и содержание выходных документов и видеокадров должны быть разработаны на стадии рабочего проектирования и согласованы с Заказчиком.
4.4.2 Требования к информационной совместимости со смежными системами
При необходимости информационной совместимости системы со смежными системами, описание протоколов обмена и правила ввода/вывода данных передаются Заказчиком Разработчику
4.4.3. Требования по применению систем управления базами данных
База данных АСУТП должна иметь возможность выборочной конвертации технологических параметров в форматы широко распространенных систем управления базами данных, например в формат Exсel.
4.4.4 Требования к структуре процесса сбора, обработки, передачи данных в АСУТП и представлению данных
Основные работы по сбору и обработке, а также их передаче на верхний уровень выполняют Сервер АСУ ТП.
Все модули АСУ ТП должны быть синхронизированы по времени.
4.4.5 Требования к защите данных от разрушения при авариях и сбоях в электропитании системы
Для предотвращения разрушения файловой системы узлов, должны применяться источники бесперебойного питания.
4.4.6 Требования к контролю, хранению, обновлению и восстановлению данных
Устаревшие данные должны упаковываться и сохраняться. Периодичность упаковки оговаривается в регламенте работы системы.
4.5.Интерфейс оператора
Интерфейс оператора должен быть реализован на автоматизированных рабочих местах (АРМ). Интерфейс оператора должен быть информационного и информационно-управляющего типа. Информационный тип интерфейса оператора должен нести информацию о состоянии контролируемого объекта. Информационно-управляющий тип интерфейса оператора должен нести информацию о состоянии контролируемого объекта и позволять дистанционно управлять состоянием контролируемого объекта.
Интерфейс должен обеспечивать информационную поддержку операторов при реализации функций:
- отображения параметров и состояния технологического оборудования;
- дистанционного управления;
- выдачи тревожных сообщений;
- квитирования сигналов;
- просмотра эксплуатационной документации;
- навигации по информационной модели объекта контроля и управления.
- Тренды – пользователь должен иметь возможность создавать свою уникальную группу трендов для просмотра исторических значений необходимых ему параметров различных технологических объектов как в графическом так и в табличном виде, менять общие настройки самого графика, например, такие как толщина линии (и т. д.), и сохранять в своих настройках такое сочетание параметров графика для последующего быстрого просмотра;
- Многопользовательская система аварийной сигнализации – пользователю должна быть предоставлена возможность выбора необходимых аварий для автоматического мониторинга и дальнейшего квитирования;
4.6. Требования к метрологическому обеспечению
Сбор учетной информации и ее обработка в АСУ ТП должно соответствовать следующим требованиям:
- ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ "Автоматизированные системы управления. Общие требования".
- ГОСТ Р 8. "Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
- МИ 2439-97 Рекомендация. ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.
а также требованиям стандартов Государственной системы обеспечения единства измерений (ГСИ), Единой системы стандартов автоматизированных систем управления (ЕСС АСУ).
Целью и задачами метрологического обеспечения являются:
- достижение необходимого единства, точности, достоверности измерения параметров технологических процессов;
- определение метрологических характеристик измерительных, вычислительных и управляющих каналов и проверка их на соответствие требуемым;
- обеспечение измерительных каналов методами и средствами поверки в процессе эксплуатации.
Метрологическое обеспечение включает в себя:
- оценку погрешности измерительных каналов;
- разработку методик выполнения измерений;
- разработку программ аттестации методик выполнения измерений;
- проведение метрологической аттестации методик выполнения измерений по типам измерительных каналов.
Определение метрологических характеристик измерительных каналов должно производиться с использованием серийно-выпускаемой измерительной аппаратуры и, при необходимости, не стандартизированными средствами измерений соответственно аттестованными.
4.7. Требования к организационному обеспечению
4.7.1. Порядок контроля и приемки системы
Виды испытаний системы
· предварительные испытания;
· опытная эксплуатация;
· приемочные испытания.
4.7.2. Порядок проведения предварительных испытаний
Предварительные испытания системы проводят для определения ее работоспособности и решения вопросов о возможности приемки системы в опытную эксплуатацию согласно п.3.5 ГОСТ24.104-85.
Испытания проводятся на объекте Заказчиком и Разработчиком с участием наладочной организации по программе Разработчика, утвержденной Заказчиком.
По результатам испытаний составляется “Протокол испытаний”, в котором приводят заключение о возможности приемки системы в опытную эксплуатацию, а также перечень необходимых доработок и рекомендуемые сроки их выполнения.
4.7.3.Порядок проведения опытной эксплуатации
Опытная эксплуатация проводится согласно п.3.6 ГОСТ24.104-85.
Приемку системы в опытную эксплуатацию оформляют “Актом приемки в опытную эксплуатацию”, составленному на основании “Протокола испытаний” комиссией, проводившей предварительные испытания системы. Содержание акта должно соответствовать РД-50-34.698-90.
Опытная эксплуатация системы проводится силами Заказчика на объекте по программе, разработанной Разработчиком и согласованной Заказчиком.
Продолжительность опытной эксплуатации составляет не менее одного месяца. По результатам опытной эксплуатации системы составляют акт о завершении работ по проверке системы в режиме опытной эксплуатации. Содержание акта должно соответствовать РД-50-34.698-90. В акте указывают перечень доработок и рекомендуемые сроки их выполнения, а также заключение о возможности предъявления системы на приемочные испытания.
4.7.4. Порядок проведения приемочных испытаний системы
Приемочные испытания системы проводят согласно п.3.7 ГОСТ24.104-85. Для приемки системы в постоянную эксплуатацию образуется комиссия.
При проведении предварительных испытаний комиссии предъявляется следующая документация:
· техническое задание;
· программа и методика испытаний, подготовленная Разработчиком и согласованная Заказчиком;
· акт, фиксирующий начало опытной эксплуатации.
При проведении приемочных испытаний, дополнительно, комиссии предоставляется журнал опытной эксплуатации.
Результаты приемочных испытаний системы оформляются актом, утверждаемым в установленном порядке. Акт должен содержать заключение о соответствии системы настоящему ТЗ и решение комиссии о приемке системы в постоянную эксплуатацию.
4.7.5. Требования к составу и содержанию работ по подготовке объекта автоматизации к вводу системы в действие
Перед началом монтажа и пуско-наладки аппаратно-программных средств системы составляется и согласуется перечень работ (СМР, комплектование и т. п.), которые необходимо выполнить Заказчику для подготовки автоматизируемого объекта к проведению монтажных и пуско-наладочных работ.
После выполнения подготовительных работ Исполнитель проводит монтаж и пуско-наладку основных аппаратно-программных средств системы.
4.7.6. Требования к документации
1) Рабочая документация:
Техническое обеспечение
· Описание комплекса технических средств
· Схема структурная комплекса технических средств
· Структурные схемы КТС УПН
· Схемы расположения оборудования и планы цепей контроля и автоматизации
· Схемы внешних проводок
· Спецификации оборудования
Информационное обеспечение
· Описание информационного обеспечения системы
· Перечень входных сигналов
· Перечень выходных сигналов
· Чертежи форм документов и видеокадров
Программное обеспечение:
· Описание программного обеспечения системы
Математическое обеспечение:
- Описание алгоритмов.
Исполнитель должен к приемо-сдаточным испытаниям АСУ ТП предоставить следующий комплект документации:
Эксплуатационная документация
Руководство администратора:
Описание запуска и останова системы
Типовые неисправности и методы их устранения
