Основные параметры и характеристики
Микропроцессорная система автоматики (МПСА) должна соответствовать комплекту конструкторской документации, разработанной на основании данного задания на поставку системы автоматизации НПС, с учетом требований:
РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»;
ОР-35.240.50-КТН-105-09 «Автоматизация технологического процесса перекачки нефти для магистрального нефтепровода с рабочим давлением 10 МПа» (в части особенностей технологического оборудования на РN 10 МПа);
ОР-23.080.00-КТН-090-08 «Регламент по вводу в резерв магистральных насосных агрегатов (насосов и электродвигателей) после ремонта”;
ОТТ-35.240.50-КТН-145-06 «Технический проект. «Cистема мониторинга АСУ ТП НПС, ЛТМ МН в режиме реального времени»;
ТПР-35.240.10-КТН-012-10 «Комплекс типовых проектных решений автоматизации НПС и резервуарных парков на базе современных технических решений и комплектующих»;
ОТТ-16.01-74.20.11-КТН-059-1-05 «Типовые технические решения по проектированию НПС. Книга 1.1. Промежуточные нефтеперекачивающие станции без резервуарного парка в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;
ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-012-1-05 «Общие технические требования. АСУ ТП и ПТС Компании. Основные принципы управления»;
ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-013-1-05 «Общие технические требования. АСУ ТП и ПТС Компании. Блок-схема архитектуры системы»;
ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-022-1-05 «Общие технические требования. АСУ ТП и ПТС Компании. Функциональные требования к ПЛК»;
ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-024-1-05 «Общие технические требования. АСУ ТП и ПТС Компании. Функциональные требования к ИБП, источникам электроснабжения»;
ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-026-1-05 «Общие технические требования. АСУ ТП и ПТС Ккомпании. Функциональные требования к заземлению и защите от помех оборудования и элементов АСУ ТП и ПТС».
Структурная схема вычислительного комплекса представлена на листе 1, структурная схема вычислительного комплекса системы пожаротушения – на листе 2.
Системы автоматизации НПС МН предназначены для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС. Системы автоматизации НПС должны быть:
– построены на основе микропроцессорных средств;
– распределены по территориальному принципу;
– должны обеспечивать контроль и управление технологическим процессом, основным и вспомогательным оборудованием, находящемся в зоне ответственности соответствующей НПС, из МДП НПС, из основного (резервного) ТДП согласно регламента ОР-35.240.50-КТН-105-09 «Автоматизация технологического процесса перекачки нефти для магистрального нефтепровода с рабочим давлением до 10 МПа».
В системах технологической автоматизации и автоматизации пожаротушения должно быть обеспечено 100% «горячее» резервирование центрального контроллера и контроллера УСО.
Система автоматизации должна обеспечивать поддержание заданного режима работы нефтеперекачивающей станции и его изменение по командам диспетчера ТДП (ТДП). Для выполнения аварийной остановки НПС используется блок ручного управления (БРУ). Блок ручного управления БРУ, обеспечивает ручное дистанционное управление оборудованием, автономную световую и звуковую сигнализацию. БРУ выполнить в соответствии с ОТТ-35.240.50-КТН-187-06 «Свод обязательных требований при проектировании и изготовлении микропроцессорных систем автоматизации НПС (ЛПДС, НБ) и РП».
Система автоматики организована по трехуровневому иерархическому принципу.
К нижнему уровню системы относятся:
– первичные средства измерения и датчики технологических параметров;
– местные показывающие приборы;
– аппаратура местного управления и сигнализации.
К среднему уровню системы относятся:
– БРУ с панелью оператора;
– шкафы процессорные: ЦПУ, ЦПУ.П;
– шкафы УСО.
К верхнему уровню системы относятся:
– серверы;
– АРМ;
– принтеры.
Контроллеры, входящие в состав МПСА НПС и АСУ ПТ, предусматривают возможность организации локальной технологической сети контроллеров в МДП, в которую включаются элементы систем. Линии связи между УСО резервированные. Контроллеры МПСА АСУ ТП и АСУ ПТ должны иметь резервирование процессорных и интерфейсных модулей с непрерывным контролем исправности основного и резервного и автоматическим переходом на резервный в случае отказа основного.
Конфигурация полевой шины систем автоматизации позволяет проводить соединение с блоками и элементами автоматизации на территории промежуточной НПС по магистральной схеме с произвольным подключением.
Для обеспечения обмена данными между серверами систем автоматизации НПС, сервером линейной телемеханики, АРМ, входящими в состав МДП НПС и передачи информации через межсетевой экран на уровень основного (резервного) ТДП (РДП) должна быть организована технологическая сеть МДП и МПСА НПС. Cерверы (система телемеханизации) в соответствии с требованиями ОР-35.240.50-КТН-105-09 предусматриваются для обеспечения работы систем автоматизации НПС в составе существующей единой системы управления (ЕСУ) и существующей системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ) ОАО «АК «Транснефть».
МПСА должна иметь модульную конструкцию и обеспечивать взаимозаменяемость однотипных модулей в «горячем режиме» без дополнительной настройки.
Линии связи между шкафами (УСО и ЦП) должны быть резервированными, с непрерывным автоматическим контролем исправности и обеспечением в автоматическом режиме передачи данных по резервной линии связи в случае отказа основной.
Перечень информации обмена между устройствами АСУ ТП и АСУ ПТ, должен быть разработан поставщиком системы и согласован с Заказчиком.
Перечень информации обмена между устройствами АСУ ТП и внешними системами (телемеханикой, СОУ, АСТУЭ, ЛВС), должен быть разработан поставщиком системы и согласован с поставщиками телемеханики, СОУ, АСТУЭ, ЛВС и с Заказчиком.
Процедура передачи информации (скорость передачи, метка времени) для системы обнаружения утечек должна быть согласована с разработчиком СОУ.
Технологическая сеть МПСА должна быть отделена от других нетехнологических ЛВС объекта путем применения разделительных шлюзов между сетями.
Контроль за нормативными параметрами должен выполняться в соответствии с «Регламентом организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ (УМН) и ОАО МН».
Для автоматизации систем тушения пожаров должны применяться комплексы программно-технических средств, сертифицированные в установленном порядке уполномоченной организацией в области пожарной безопасности.
Схемы автоматизации представлены на листах 3 – 19.
Схемы электрические принципиальные управления приведены на листах 20 – 42.
Средства автоматизации должны иметь резерв по входным и выходным каналам не менее 15 % на каждом УСО и не менее 20 % – по клеммникам.
Необходимый объем устройств внутрисистемной связи и кабелей внутрисистемной связи определяется разработчиком системы и поставляется поставщиком системы в полном объеме.
Питание устройств систем автоматизации промежуточной НПС (АСУ ТП и АСУ ПТ), размещенных в помещении кроссовых панелей и телекоммуникационного оборудования здания операторной, ЗРУ и КТП, в помещении КИП здания магистральной насосной, помещении КИП здания частотно-регулируемого преобразователя, в помещении КИП здания насосной пожаротушения, в отдельном здании щитовой КИП, в помещении КИП магистральной насосной должно осуществляться от различных источников гарантированного питания промышленного исполнения (входят в комплект поставки АСУ ТП и АСУ ПТ) включающего в свой состав комплект резервных батарей и силовые модули с избыточностью не меньше, чем N+1 для обеспечения функций «горячего» резервирования электроснабжения шкафов МСПА и возможности замены элементов ИБП без отключения ИБП. В блок-боксе ПКУ (при наличии узла пуска-приема СОД) питание устройств автоматизации должно осуществляться от источника гарантированного питания промышленного исполнения ПКУ. Каждый ИБП должен обеспечивать бесперебойное энергоснабжение систем и средств автоматизации, включая первичные преобразователи, на полную нагрузку в течение времени не менее 1 часа. Для АРМ должны быть предусмотрены отдельные источники бесперебойного питания.
Оборудование нижнего уровня (контрольно-измерительные приборы, щиты шкафные приборные, щиты приборные, консоли, посты сигнализации, светильники и т.д.) АСУ ТП и АСУ ПТ поставляется в соответствии со спецификациями ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.С1, ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.С2. Основные технические характеристики на оборудование нижнего уровня приведены в опросных листах ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.ОЛ (…). Трубные проводки щитов шкафных приборных и щитов приборных должны быть испытаны на герметичность давлением 1,1 шкалы прибора.
Основные технические характеристики шкафов ЦПУ, УСО, БРУ системы АСУ ТП приведены в опросных листах ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.ОЛ23.1А – 23.18А.
Основные технические характеристики шкафов ЦПУ.П, УСО, панелей сигнализации системы АСУ ПТ приведенные в опросных листах ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.ОЛ23.20АПТ – 23.27АПТ.
Оборудование верхнего уровня поставляется в соответствии со спецификациями ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.С1, ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.С2. Основные технические характеристики на оборудование верхнего уровня приведены в опросных листах ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.ОЛ22.1А – 22.9А, ТПР.Г.1.0000.2.00023.045-07.000-А.ЗП.ОЛ22.10АПТ – 22.14АПТ. Необходимый объем устройств внутрисистемной связи и кабелей внутрисистемной связи определяется разработчиком конструкторской документации и поставляется поставщиком системы в полном объеме.