Страницы 1 2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………………………………
1Микропроцессор систем автоматики контроллера MKLogic Производства АО «Нефтематика»
1.1 Общая характеристика производства … Ошибка! Закладка не определена.
1.2 Микропроцессор систем автоматики контроллера MKLogic ………………..
2 Технологический процесс применения систем автоматики ……………..
2.1 Процедура запуска и проверки системы отображения …………………………
2.2 Описание операций и основные экранные формы ……………………………….
2.3 Отображение и управление объектами автоматизации ……………………….
2.4 Управление магистральным насосным агрегатом ……………………………….
4 Безопасность жизнедеятельности ………………………………………………………
4.1 Характеристика условий труда операторов ПК……………………………………
4.2 Общие требования к организации рабочих мест пользователей ПЭВМ…
4.3 Требование к ЭВМ ……………………………………………………………………………
4.4 Требования к вентиляции, отоплению и кондиционированию воздуха для вычислительных центров………………………………………………………………………..
4.5 Требования к уровням шума и вибрации …………………………………………….
4.6 Электрическая безопасность………………………………………………………………
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……………………………………
ВВЕДЕНИЕ
АО «Нефтеавтоматика» — инженерная производственная компания, специализирующаяся на разработке и внедрении автоматизированных систем управления, измерения и информатизации технологических процессов и производств, производстве блочного оборудования, средств автоматизации и измерения. АО «Нефтеавтоматика» представляет широкий спектр направлений в следующих областях:
− Средства и системы промышленной автоматизации;
− Автоматизированные системы управления технологическими процессами(АСУ ТП);
− Системы измерения углеводородов;
− Блочное нефтепромысловое оборудование;
− Блочные насосные станции;
− Автоматизированные системы управления предприятием MES-уровня; Для осуществления своей деятельности АО «Нефтеавтоматика» располагает собственными территориально-распределенными производственными базами общей площадью 80 тыс. м², оснащенными современным оборудованием и технологиями, обустроенными складскими помещениями. Производство блочного технологического оборудования и систем учета углеводородов осуществляется на Серафимовском опытном заводе автоматики и телемеханики в Туймазинском районе РБ и в Цехе производства блочного оборудования в г. Уфа. Общая площадь производства 50 тыс. м². Изготовление и испытание систем автоматизации и энергообеспечения осуществляется на производственной базе, расположенной в Уфимском районе Республики Башкортостан, в которую входит Цех сборки шкафов автоматики и телемеханики и испытательные залы для проведения заводских испытаний поставляемых систем. Изготовление программируемых логических контроллеров и других средств автоматизации осуществляется в Инженерном производственном центре,
располагающим автоматизированной линией монтажа продукции, рентген контролем и другим современным оборудованием. Компания инвестирует в развитие производственных мощностей, проводится реконструкция имеющихся производств, оснащение цехов новым оборудованием, строительство и оснащение новых зданий и подготовка территорий.
Нефтяная и газовая промышленности представляют собой высокотехнологичные отрасли, базирующиеся на современных достижениях науки и техники. Интенсивный рост мировой добычи и потребления топливно-энергетических ресурсов во второй половине прошлого столетия и в начале нынешнего, происходит в основном за счет нефти и газа как наиболее эффективных и дешевых энергоносителей.
Успехи в развитии отечественной нефтяной и газовой промышленности в значительной степени стали возможны вследствие создания и развития средств и систем автоматизации.
Автоматикой называется отрасль науки и техники, которая охватывает совокупность технических средств и методов, освобождающих человека от непосредственного выполнения функций контроля и управления производственными процессами. Автоматизация производства повышает надежность протекания процесса, уровень информативности персонала о процессе, экономичность. Уменьшаются трудовые затраты, средства автоматизации позволяют вести точный учет средств и продуктов труда. Оборудования, разработанные АО «Нефтеавтоматика» в составе систем управления производством, успешно работают на предприятиях ОАО «Татнефть», ОАО «ТНК — ВР», ОАО «Росснефть» и др. Ежегодно структурными подразделениями Компании выполняется техническое обслуживание, поверка и калибровка более 150 тыс. единиц измерительных приборов для нефтегазодобывающих предприятий, предприятий транспорта нефти и нефтепродуктов, предприятий нефтепереработки и нефтехимии по всей
территории России. В настоящее время филиалами компании проводится техническое обслуживание более 100 систем учёта углеводородного сырья и нефтепродуктов по всей территории России. Компания участвует в наиболее крупных проектах на территории России и стран СНГ — разработка Ванкорского месторождения, группы Уватских месторождений, Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, система измерения на нефтероводе «Сковордино — граница КНР», Талаканского месторождения системы измерения на нефтероводе «Сковородино — граница КНР» и многих других.
1. Микропроцессор систем автоматики контроллеров MKLogic Производства АО «Нефтематика»
1.1 Технические требования к разработке и внедрению средствавтоматизации
Технические требования к АСУТП в целом можно разделить на три подраздела: функциональные, конструктивные требования и требования к надёжности системы.
По функциональным требованиям всю АСУТП необходимо подразделить на две части, на верхний и нижний уровень. Нижний уровень отвечает строго за работу локальных систем автоматизации. Данные задачи в настоящее время возлагаются на контроллеры, датчики и исполнительные механизмы и его принято называть контроллерным уровнем.
Верхний уровень необходим для координации работы всех подсистем автоматизации и большинство задач здесь решаются операторами, которым с контроллерного уровня поступает информация о ходе протекания технологического процесса. Основная задача операторов — это наблюдение за ходом протекания процесса, т.е. его диспетчеризация. Поэтому верхний уровень АСУТП принято называть диспетчерским.
1.2.1 Требования к структуре АСУТП.
АСУТП должна обрабатывать информацию и осуществлять управление в темпе протекания технологического процесса. Система должна разрабатываться распределённой по функциям и территориально.
Система должна включать в себя два уровня (подсистемы):
— контроллерный уровень (управляющий);
— верхний уровень (информационно- вычислительный).
Назначение управляющей подсистемы — реализация функций измерения, дистанционного управления, технологических защит и блокировок, автоматического регулирования, функционально-группового управления, связи с подсистемой верхнего уровня. Подсистему образуют контроллеры, датчики,
исполнительные механизмы, преобразователи, на которых осуществляется управление функциональными технологическими узлами (аппаратами, агрегатами и т.д.).
Назначение подсистемы верхнего уровня — реализация функций информационно-вычислительных (включая интерфейс оператора, диспетчера), сервисных (обеспечивающих работоспособность системы), связи с подсистемой нижнего уровня и другими станциями для неоперативного персонала. В подсистему верхнего уровня входят рабочие станции для АРМ, а также серверы баз данных и приложений. На этих средствах реализуются функции интерфейса оперативного персонала и обслуживающего систему персонала (инженер АСУТП).[2] 1.2.2 Требования к показателям надежности системы.
Требования к показателям надежности устанавливаются в соответствии с ГОСТ 24.701-86, ГОСТ 27.002-89, ГОСТ 27.003-90 и РД 34.35.127-93 с учетом сложившейся отечественной практики нормирования показателей надежности для разрабатываемых и внедряемых АСУТП.
Состав и количественные значения показателей надежности для системы в целом или ее подсистем:
— в качестве показателей аппаратной надежности комплекс технических средств (КТС) в целом принимаются:
а) коэффициент готовности системы, т.е. вероятность того, что КТС окажется работоспособной в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов профилактического и капитального ремонтов;
б) показатель суммарного потока повреждений системы, требующих привлечения ремонтного персонала.
Значение коэффициента готовности должно быть не менее 0,98. Для всего КТС АСУТП, включая функцию технологических защит, показатель суммарного потока повреждений не должен превышать 0,04 1/час.
Показателем безотказности КТС, используемых в системе, кроме подсистемы технологических защит, принимается среднее время наработки на отказ (tн=3 года).
Показателями безотказности для подсистемы технологических защит принимаются:
— вероятность несрабатывания защиты при запросе – 0,01%;
— вероятность ложного срабатывания – 0,01%.
1.2.3 Требования к надежности технических средств, не реализующих функции технологических защит.
Для каналов КТС, реализующих конкретные функции кроме технологических защит, рассматриваются канальные, групповые и полные отказы.
Безотказное функционирование КТС поддерживается также программным обеспечением (ПО), которое должно включать развитую систему самодиагностики. Структура самодиагностики должна быть иерархичной и распространяться вплоть до единичных каналов. Должна быть обеспечена дальнейшая диагностика в автоматизированном режиме вплоть до модулей (элементов замены). Функциональная надежность должна обеспечиваться, помимо диагностики исправности аппаратных средств, контролем правильности хранения, передачи данных и управляющих воздействий. Наряду с самодиагностикой программируемых устройств, ПО должно обеспечивать, по возможности, максимально полную диагностику подключенных непрограммируемых средств, в том числе датчиков. Оценка надежности при разработке системы должна выполняться аналитическим путем (согласно РТМ 25.376-80 «АСУТП. Аналитические методы оценки надежности», что дает нижнюю оценку показателей надежности, МУ 25.678-84 «Аналитическая оценка показателей надежности АСУТП».). При проведении проектной оценки надежности АСУ следует использовать данные по надежности её элементов, приведенные в документации разработчиков и изготовителей.
1.2.4 Требования к функциям, выполняемым системой.
По режимам работы функции делятся на:
— оперативные функции, которые связаны с текущим управлением, сбором, предоставлением информации и диагностикой в темпе протекания технологического процесса;
— неоперативные функции, которые связаны с жестко реальным временем и заключается в обработке, хранении, передаче и представлении информации, используемой в неоперативном управлении, планировании, обслуживании, ремонте и т. д.
1.2.4.1 Информационно-вычислительные функции. Информационные функции (задачи), выполняемые автоматически (по инициативе системы) в темпе протекания технологического процесса: — сбор, первичная обработка и регистрация информации о технологическом процессе и состоянии технологического оборудования; — сбор и регистрация информации о состоянии исполнительных механизмов, схем автоматического управления, регулирования и технологических защит; — отображение информации на мониторах и приборах, установленных на пультах (щитах) управления и по месту; — технологическая сигнализация; — представление выходных форм оперативных задач. Информационные функции (задачи), выполняемые по запросам персонала: — представление на мониторах оперативной информации: мнемосхем, графиков, таблиц, и т.п.; — распечатка оперативных отчетных документов: графиков, таблиц и т.п.; — выдача сообщений о ходе выполнения программ функционально- группового управления; — фиксация содержимого мгновенной базы данных; — представление на мониторах и распечатка выходных форм неоперативныхзадач.
В системе должна использоваться единая система классификации и кодирования. В то же время должна обеспечиваться поддержка существующих у заказчика классификаторов в целях совместимости:
— с принятой у него нормативно-справочной базой и комплексирования
— с существующими смежными системами.
Информационное обеспечение системы должно включать описание следующих массивов данных:
— перечень наблюдаемых системой АСУ технологических данных и состояний оборудования;
— перечень управляющих воздействий;
— перечень используемых в приложениях текстовых и графических окон;
— перечень сообщений;
— перечень отчетов.
1.2.4.2 Управляющие функции.Управляющие функции, выполняемые автоматически: — своздействием на технологическое оборудование: а) аварийное отключение объекта управления при повреждении оборудования или недопустимом отклонении параметров; б) переход на новый режим работы при отключении механизма или узла; в) поддержание параметров в пределах заданных ограничений; г) логическое управление отдельными узлами и установками; — с воздействием на схемы управления: а) ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима; б) включение/отключение схем на автоматическую работу по условиям режима. Управляющие функции, выполняемые оперативным персоналом: — с воздействием на технологическое оборудование: а) управление исполнительными механизмами с пульта управления или
по месту; б) воздействие на технологический процесс в непредвиденных и предаварийных режимах; в) отключение оборудования при нераспознанных автоматическими системами нарушениях; — с воздействием на схемы управления: а) выбор режима работы автоматических регуляторов; б) выбор очередности отключения механизмов при останове объекта управления; в) изменение заданий автоматическим регуляторам; г) ввод (вывод) в работу (из работы) технологических защит по условиям режима.
1.2.4.3 Технологические защиты и блокировки.Технологические защиты должны обеспечить автоматическое выполнение операций по останову или изменению режима работы объекта управления при недопустимом отклонении от нормы параметров технологического процесса или аварийном отключении оборудования с целью предотвращения повреждения аппарата (агрегата) и развития аварии. Защиты не должны препятствовать работе оборудования в режимах пуска или останова объекта управления. На этих этапах должно обеспечиваться отключение технологических защит, мешающих пуску или останову. Срабатывание технологических защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией. Отключение сигнализации о срабатывании защиты выполняется оперативным персоналом. Технологические блокировки предназначены для формирования и подачи команд и запретов на исполнительные механизмы или схемы управления в соответствии с технологическими условиями.
1.2.4.4 Дистанционное управление.Дистанционное управление должно выполнять следующие функции: — управление запорной и регулирующей арматурой и механизмами;
— управление автоматическими регуляторами; -дублирование действий технологических защит, блокировок и регуляторов при отказах соответствующих функций систем управления.
Основным средством дистанционного управления оборудованием и подсистемами АСУТП являются манипуляторы типа «мышь» из состава автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора (диспетчера), с помощью которых осуществляются все виды диспетчерского управления объектами.
1.2.4.5 Автоматическое регулирование.Для каждой САР должны быть предусмотрены:
— контроль положения регулирующего органа или значения выходного сигнала;
— возможность безударного переключения в режим автоматического регулирования;
— возможность изменения задания в оперативном режиме;
— сигнализация отключения питания исполнительных механизмов;
— для некоторых автоматических регуляторов может быть предусмотрено наличие автоподстроек при изменении нагрузки;
— автоматическое отключение регуляторов, при согласованных с заказчиком алгоритмов условиях (например, при замене неисправного модуля без снятия напряжения с контроллера);
— контроль крайних положений регулирующего органа или ограничений исполнительной схемы;
— вывод информации о работе контура регулирования и положении исполнительного органа на дисплей.
1.2.5 Требования к технической реализации АСУТП.
Весь производственный технический комплекс (ПТК) системы должен быть выполнен на базе микропроцессорных технических средств, надёжность которых
удовлетворяет требованиям к надежности технологических защит, (реализация технологических защит является задачей высшего приоритета). При этом средства, на которых реализуются технологические защиты объекта, должны быть полностью дублированы. Такая реализация системы обеспечит унификацию решений и повышение надёжности системы в целом. Для сохранения информации в базах данных и контроллерах в систему необходимо включать источники бесперебойного питания (ИБП). Все подсистемы АСУТП должны допускать определенную степень модернизации, развития и наращивания в части технологического оборудования. В каждом отдельном контроллере должен быть предусмотрен резерв незадействованных каналов ввода/вывода 5% и свободных позиций для установки дополнительных модулей ввода/вывода 10%. Программируемые средства должны иметь запас по производительности, допускающий увеличение на 20 % всех видов входной информации и на 20 % — количество функций обработки без установки дополнительных контроллеров.
Скоростные характеристики сетей передачи данных и применяемые системы управления базами данных должны позволять увеличивать соответствующее количество данных с сохранением установленных параметров быстродействия обработки, передачи, отображения и регистрации информации, передачи сигналов и управляющих воздействий. Программно-технический комплекс должен создаваться как восстанавливаемая и ремонтопригодная система, рассчитанная на длительное функционирование в непрерывно-дискретном режиме. Срок службы базовых элементов ПТК должен быть не менее десяти лет. Срок службы заменяемых узлов – не менее трех лет. Должна иметься возможность продления срока службы ПТК путем замены отслуживших элементов новыми.
В системе должна предусматриваться функциональная реконфигурация по технологическим алгоритмам. Степень реконфигурирования при изменении технологических процессов и методов управления определяется полнотой изначально закладываемого комплекса возможных режимов функционирования,
управляющих параметров, уставок, методов обработки информации, методов регулирования и т. д.
В АСУТП должны быть предусмотрены возможности для автоматической диагностики программных и технических средств системы, предоставления информации об отказах и передачи структурных воздействий на другие задачи для блокирования ложной информации; возможности для первоначального и последующего конфигурирования ПТК, для проведения в регламентируемых пределах отключения/подключения, проверки и замены элементов ПТК, для изменения уставок и констант управления и обработки информации, для имитации сигналов, автоматизированной калибровки измерительных каналов, для модификации прикладного программного обеспечения; для организации санкционированного доступа в среду системы.
1.2 Микропроцессор систем автоматики контроллера MKLogic
Программируемый логический контроллер (далее изделие) предназначен для построения универсальных информационно-управляющих комплексов, обладающих гибкой структурой, для организации аналогового и цифрового ввода/ вывода с программно-ориентированными исполняемыми функциями.
Изделие позволяет осуществлять (совместно с периферийными устройствами) контроль и управление механизмами и технологическими процессами в промышленных зонах. Конструктивно модули изделия выполнены в пластмассовом корпусе и предназначены для установки на DIN-рейку шириной 105 миллиметров.
Каждый модуль представляет собой плату, помещённую в пластиковый корпус, состоящий из двух частей. На переднюю панель изделия, боковую поверхность корпуса и клеммные колодки модулей ввода-вывода нанесена маркировочная информация.
На задней стенке корпуса модуля расположен 10-контактный разъем для подключения шинного соединителя МК-5-BUS10/10 . Шинные соединители, в свою очередь, имеют 10-контактные разъёмы для подключения друг к другу. Соединённые между собой шинные соединители образуют общую шину. Сверху и снизу шинного соединителя располагаются металлические усики, обеспечивающие крепление шинного соединителя на DIN-рейке.
Металлическая защёлка, обеспечивающая механическое крепление модуля к DIN-рейке, располагается на задней стенке корпуса модуля.
В комплект поставки модулей центрального процессора MK-501-022, MK-502-142 также входит программное обеспечение для разработки технологических программ пользователя – ISaGRAF ACP6.5 (Workbench 6.4).
2. Технологический процесс применения систем автоматики
Для работы АРМа необходимо следующее ПО:
− Microsoft SQL Server 2014;
− Microsoft Office 2016;
− Unity Pro XL 13.1;
− iFIX 6.0;
− OPC Factory Server v3.62;
− Historian 7.0 SP6;
− NTP;
− антивирус «Касперский»;
− программа для работы с архивными и оперативными сообщениями Opermess;
− программа для работы с архивными и оперативными графическими трендами Trends;
− программа имитации технологического оборудования Imitator.
2.1 Процедура запуска и проверки системы отображения
Для запуска системы отображения технологического процесса необходимо подать питание на АРМ и включить его. Система автоматически будет загружаться под учетной записью Windows «Operator». После загрузки системы автоматически загрузится приложение верхнего уровня iFix и на экране отобразится главный видеокадр НПС. Далее необходимо зарегистрироваться в системе отображения верхнего уровня под своей учетной записью в группе, согласно своему уровню доступа (оператор, инженер, администратор).
При загрузке система выдает сообщение – «Осуществлена загрузка системы управления» со временем загрузки системы. При этом текущим пользователем в системе является пользователь «ПРОЧИЕ», с минимальными правами – ему доступен только просмотр параметров системы и запрещено какое-либо
управление системой. Для того чтобы начать работать в системе, необходимо в ней сначала зарегистрироваться.
Регистрация в системе осуществляется по паролю через окно «Вход в систему» (рисунок 1). В окне входа вводится имя пользователя и пароль, курсор подводится в зону кнопки «Ок» и нажимается левая клавиша мыши.
Рисунок 1 – окно регистрации в системе
Правильность введения пароля подтверждается оперативным сообщением. Для блокирования доступа к системе управления служит кнопка «Выход из системы». После блокировки в системе становится зарегистрированным пользователь «ПРОЧИЕ» с самым низшим уровнем доступа, при котором оперативное управление всеми объектами запрещено, возможен только просмотр. Блокировка доступа нужна, если необходимо на некоторое время отлучиться с рабочего места и оставить компьютер без присмотра.
Программное обеспечение работоспособно, если в результате действий инженера, изложенных в п.2.1 на экране монитора отобразился главный видеокадр НПС без выдачи пользователю сообщений о сбое в работе.
2.2 Описание операций и основные экранные формы
Отображаемые на мониторе видеокадры (далее экраны) воспроизводят технологический процесс нефтеперекачивающей станции (далее НПС) в реальном масштабе времени. Каждый экран дает наглядное представление о технологическом процессе или работе отдельного технологического узла. Ниже приведен основной рабочий экран НПС-4 ЛПДС «Название станции»,
отображающий общий план автоматизируемого объекта (рисунок 2).
Рисунок 2– общая технологическая схема НПС
На мнемосхеме представлены следующие аналоговые параметры:
− давление на выходе НПС (точки 1, 2);
− давление на приеме МНС (точки 1, 2);
− давление в коллекторе МНС (точки 1, 2);
− давление на входе каждого насосного агрегата;
− давление на выходе каждого насосного агрегата;
− текущее положение заслонок УРД;
− перепад давления на УРД;
− текущая загазованность насосного зала (точка 1 – МНА 1, точка 2 – МНА 2, точка 3 – МНА 3, точка 4 – МНА 4);
− текущая загазованность здания маслосистемы (точка 1 и точка 2);
− перепад давления на ФГУ;
− температура наружного воздуха.
Из дискретных параметров на мнемосхеме представлены следующие:
− аварийная загазованность насосного зала;
− предельная загазованность насосного зала;
− недостоверность измерения загазованности насосного зала;
− аварийная загазованность здания маслосистемы;
− предельная загазованность здания маслосистемы;
− недостоверность измерения загазованности здания маслосистемы;
− текущее состояние приемных агрегатных задвижек МНС 1-1, 2-1, 3-1, 4-1 (согласно флагам текущих массивов задвижек);
− текущее состояние выкидных агрегатных задвижек МНС 1-2, 2-2, 3-2, 4-2 (согласно флагам текущих массивов задвижек);
− текущее состояние задвижек УРД №№ 18, 2р-1, 2р-2, 1р-1, 1р-2;
− текущее состояние задвижек на ФГУ №№ 1Ф-1, 1Ф-2, 2Ф-1, 2Ф-2, 3Ф-1, 3Ф-2;
− текущее состояние насосных агрегатов (согласно флагам текущего массива агрегата);
− аварийный уровень затопления МНС;
− предельный уровень затопления МНС;
− аварийный уровень затопления здания маслосистемы;
− предельный уровень затопления здания маслосистемы;
− отключение МНС по месту (с разных источников);
− индикация пожара (с разных источников);
− звонок «Авария» РП;
− звонок на БРУ;
− затопление колодца 1К;
− индикация работы ПНС-3 с НПС-4.
Через данную мнемосхему может быть выполнено:
− управление задвижками;
− управление МНА;
− изменение режимов обработки аналоговых и дискретных параметров;
− изменение режимов РД.
Верхняя часть каждого экрана содержит общую информацию о состоянии объекта и технологическом процессе, отображает кнопки вызова мнемосхем узлов НПС, окно регистрации пользователя, архивного журнала, окно выбора режима работы НПС, кнопку аварийного останова оборудования МНС, дату и время.В таблице Ошибка! Источник ссылки не найден. приводится описание верхнего меню системы отображения АРМ оператора.
2.3 Отображение и управление объектами автоматизации
Для управления автоматизированными объектами инженер должен выбрать
нужный экран с изображением объекта и путем наведения курсора мыши
выделить нужный объект. При этом объект в строке краткой подсказки
показывается краткое описание объекта. При щелчке левой кнопкой мыши
появляется окно управления объектом. Для управления объектом нажимаются
соответствующие кнопки.
Рисунок 3 — Внешний вид мнемознака аналогового параметра
000,0
Т,° С
И
1 – индикатор состояния измеряемого параметра
2 – цифровой индикатор текущего значения измеряемого параметра
3 – буквенное обозначение измеряемого параметра
4 – индикатор режима имитации
– Мнемознак аналогового параметра
1) Индикатор состояния измеряемого параметра. В таблице 0 представлен
внешний вид индикатора состояния измеряемого параметра.
2) Цифровой индикатор текущего значения измеряемого параметра
отображает текущее значение измеряемого параметра. Цвет цифр индикатора –
черный. Точность отображения текущего значения параметра определяется
метрологическими характеристиками соответствующего датчика и требованиями
проекта.
28
3) Буквенное обозначение измеряемого параметра содержит буквенное обозначение физической величины (измеряемой или расчётной) и единицу измерения текущего значения измеряемого параметра в данный момент времени.
4) Индикатор режима имитации отображается только в режиме имитации измеряемого параметра. При снятии режима имитации данный индикатор не отображается.
При щелчке левой кнопкой мыши на аналоговом параметре появляется окно настройки аналоговых сигналов (рисунок 4). Это окно отображает тренд выбранного параметра за последние 5 минут, позволяет выполнить имитацию параметра, просмотр и настройку уставок предельных значений параметров. Имитацию параметров и настройку уставок могут выполнять только пользователи уровня доступа «Инженер» и выше.
Рисунок 4 – Окно настройки аналоговых сигналов
Для имитации аналоговых параметров нажимается кнопка «Имитация» (устанавливается флаг «Имитация»). Имитация параметра подразумевает
принудительную установку значения выбранного параметра вручную инженером. При этом действительное (физическое, с датчика) значение параметра игнорируется и подменяется заданным. При выполнении команды имитации указанная кнопка остается в нажатом положении, аналоговый параметр переходит в режим имитации. В поле значения параметра вводится новое значение. Снятие имитации производится повторным нажатием на кнопку, в поле значения отображается действительное значение параметра по сигналу от датчика.
2.4 Управление магистральным насосным агрегатом
Отображаемая на мониторе АРМ мнемосхема магистрального насосного агрегата (рисунок 5) воспроизводит технологические узлы насосного агрегата: насос, электродвигатель, приемную и выходную задвижки, линии вспомогательных систем. Трубопроводы вспомогательных систем окрашиваются в: желтый цвет — линия маслосистемы, зеленый цвет – охлаждающая жидкость, синий цвет — воздух, черный цвет — нефть.
Наименование рисунка содержит технологический номер насосного агрегата. Значения измеряемых параметров преимущественно размещаются при соответствующих узлах и технологических трубопроводах.
Рисунок 5– магистральный насосный агрегат
На мнемосхеме представлены аналоговые параметры:
− вибрация заднего подшипника насоса (вертикальная);
− вибрация заднего подшипника насоса (горизонтальная);
− вибрация заднего подшипника насоса (осевая);
− значение осевого смещения ротора;
− температура заднего опорного подшипника насоса;
− температура корпуса насоса;
− давление нефти на входе агрегата;
− давление нефти на выходе агрегата;
− вибрация переднего подшипника насоса (вертикальная);
− вибрация переднего подшипника насоса (горизонтальная);
− температура переднего опорного подшипника насоса;
− вибрация переднего подшипника двигателя (вертикальная);
− вибрация переднего подшипника двигателя (горизонтальная);
− температура переднего опорного подшипника двигателя;
− вибрация заднего подшипника двигателя (вертикальная);
− вибрация заднего подшипника двигателя (горизонтальная);
− температура заднего опорного подшипника двигателя;
− вибрация заднего подшипника двигателя (осевая);
− давление охлаждающей жидкости ЭД Т.1, Т.2;
− сила тока электродвигателя;
− давление воздуха в корпусе ЭД;
− давление воздуха в зоне клапана продувки ЭД;
− давление воздуха в возбудителе;
− давление масла перед подшипниками агрегата;
− температура обмоток статора ЭД (фаза U);
− температура обмоток статора ЭД (фаза V);
− температура обмоток статора ЭД (фаза W);
− температура железа статора ЭД (фаза U);
− температура железа статора ЭД (фаза V);
− температура железа статора ЭД (фаза W);
− температура горячего воздуха на выходе из статора ЭД (Т.1, Т.2);
− температура холодного воздуха в корпусе ЭД (Т.1, Т.2);
− температура охлаждающей жидкости на входе охладителя ЭД (Т.1, Т.2);
− температура охлаждающей жидкости на выходе охладителя ЭД (Т.1, Т.2).
Из дискретных параметров представлены следующие:
− текущее состояние агрегатных задвижек;
− текущее состояние насосного агрегата (согласно флагам текущего массива агрегата);
− текущее состояние вакуумного выключателя насосного агрегата (согласно флагам текущего массива ВВ);
− текущий режим насосного агрегата (согласно карте режимов);
− исправность цепей включения/отключения ВВ;
− состояние ваккуумного выключателя МНА;
− состояние цепей управления МНА;
− состояние ограждения муфты;
− сигнализация нажатия кнопки Стоп из насосного зала;
− сигнализация нажатия кнопки Стоп с БРУ;
− сигнализация сработки АЧР;
− сигнализация сработки электрозащиты;
− сигнализация сработки САОН;
− сигнализация выкаченной тележки ВВ;
− сигнализация неисправности цепей управления ВВ контроллером РЗиА;
Страницы 1 2