Автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) ОАО «Теплоприбор»

Автоматизированные системы  управления  технологическим процессом (АСУ ТП) ОАО «Теплоприбор»

ОАО “Теплоприбор”  создает, внедряет и сопровождает АСУ ТП  на  базе  всей  гаммы  приборов,  выпускаемых предприятием  и  предназначенных для  решения  задач  оперативного  контроля  и  управления  как  локальными,  так и  распределенными  на  значительных  площадях  технологическими  объектами.

Сотрудничество  с  рядом  крупнейших  фирм-производителей аппаратной  части  и  программного  обеспечения, а  так же  наличие  высококлассных  разработчиков  и  программистов  позволяют сделать  полный комплекс  работ  по  АСУ ТП,  которая  включает:
• Разработка  проектной  документации;
• Изготовление  и  поставка всего  комплекса  оборудования  и программного обеспечения АСУ ТП;
• Шеф-монтаж;
• Пуско-наладочные  работы;
• Сдача  системы  «под ключ»;
• Гарантийное  и  послегарантийное   сопровождение  системы.

Объектами  разносторонней  автоматизации  являются предприятия:

1. Топливно-энергетического  комплекса: нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего производства и  хранения, газодобывающей и газоперерабатывающей промышленности.
2. Химической  промышленности:  резинотехнического и пластмассового производств, лакокрасочного  и шинного производств.
3. Строительной  индустрии, цементного производства, металлургического производства, производства минеральных удобрений.
4. Пищевой промышленности: пивоваренного, зерноперерабатывающего, мукомольного, ликероводочного, молочного  производств.

Алгоритм работы,  сложность  и  конфигурация конкретной  АСУ определяются  техническими требованиями (техническим заданием) заказчика. системы АСУ ТП  адаптивны к  самым различным устройствам  и  датчикам,  нуждающимся  во  включении их   в общую контрольно-управляемую  среду, а  наличие типовых предложений  значительно  облегчает пользователю  изучение и  эксплуатацию системы.

Автоматизированная  система  учета  газа «АСОИ-газ»

Информационно-измерительная система «АСОИ-газ» строится на основе газовых счетчиков (типа «Гобой-1» или подобные)  и  персонального  компьютера  и  предназначена  для  оперативного контроля  и  передачи  данных  о  расходе газа  на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.  Система  обеспечивает:
• отображение  расхода газа различными технологическими процессами в реальном времени в виде мнемосхем, содержащих произвольные графические и текстовые объекты;
• звуковое и визуальное (графическое) оповещение о событиях (нештатных ситуациях), что позволяет использовать информационный комплекс не только для контроля технологических процессов на производстве, но и для создания систем сигнализации; 
•  автоматическое документирование технологического процесса и получение из базы данных информации об истории регистрируемых параметров за произвольный период, вывод в виде графиков и таблиц; 
•  подготовку отчетов для печати и  предоставление  возможности преобразования их в  форматы MS-Word  и   MS-Exel.

Система  измерения  уровня  химических  реагентов

Система учета химреагентов химических производств строится на основе емкостных датчиков уровня (типа «РИС-121» или другие), датчиков температуры, блока сбора и обработки информации (БСО) и компьютера (возможно использование других датчиков).

Емкостные датчики уровня и датчики температуры устанавливаются непосредственно в резервуарах и передают данные о температуре и уровне на БСО. БСО работает автономно, собирает и обрабатывает информацию с датчиков, в случае достижения предельных значений уровня выдает релейный (и звуковой) сигнал, ведет журнал событий и передает информацию на компьютер.

На компьютере информация о технологических параметрах представлена в графическом виде, реализуется возможность управления технологическим процессом с компьютера, ведется архивация данных, распечатка отчетов и другое.

Таким образом, система ориентирована на  решение следующих задач:
• учет прихода/расхода химреагентов, как в реальном времени, так и архивация журнала событий;
• управление технологическим процессом;
• звуковое и визуальное (графическое) оповещение о событиях (нештатных ситуациях);
• документирование технологического процесса и обеспечение получения из базы данных информации об истории параметров технологического процесса за произвольный период, вывод в виде графиков и таблиц; 
• подготовка отчетов для печати.

Внедрение данной системы позволяет:
• автоматизировать  технологический  процесс (например, очистки технических жидкостей);
• устранить необходимость ручного труда при измерении уровня;
• обеспечить дистанционный контроль и управление;
• улучшить условия и повысить безопасность труда.

АСУ ТП автоматизированных  котельных

АСУ ТП является современным решением  задачи  комплексной  автоматизации  котельных  любой  степени сложности  и  масштаба. Система  базируется  на  современных средствах микропроцессорной  техники  и  может  быть  внедрена  взамен  традиционных  средств  автоматизации,  как  при реконструкции, так и при строительстве  котельных.

Наше  предложение (ПТК) позволяет автоматизировать котельные с  любым  типом  отечественного или  иностранного технологического  оборудования и  любым  видом  топлива. При этом обеспечивается  современный  уровень  управления  оборудованием,  экономичное  сжигание  топлива  за  счет повышения  качества  регулирования и,  как  результат,  увеличение  срока  службы агрегатов котельной.

Гибкая  модульная  структура АСУ ТП  позволяет  обеспечить  для  каждого  технологического  объекта  оптимальный  уровень  автоматизации,  достаточный  для эффективного и  безопасного  ведения технологического  процесса. Объем  аппаратных  и  программных  средств может наращиваться  поэтапно, что  позволяет масштабировать  систему  в  соответствии с  текущими  потребностями  производства. Общая  производительность АСУ  ТП  может  достигать  свыше  тысячи  сигналов  ввода-вывода.

Наша АСУ разрабатывается  с учетом особенностей российских  технологических объектов. В  ней проработаны  все  основные  вопросы  по  совместимости  системы  с  технологическим оборудованием, КИПиА и  исполнительными  механизмами  отечественных  и  зарубежных  производителей. Таким  образом, Гибкое  построение системы  позволяет максимально  использовать имеющееся  в  котельной  оборудование и  полностью  удовлетворять индивидуальные  требования  заказчика.

В  составе  АСУ ТП  котельной  предусмотрены  следующие  подсистемы:
• Сбор  первичной  информации;
• Первичная  обработка  аналоговых  и  дискретных  сигналов;
• Формирование  базы  данных  исходной  и  расчетной информации  и  ее  архивирование;
• Представление и  визуализация  информации;
• Решение информационных  задач.

Одновременно  со  сбором  и  первичной  обработкой технологической  информации  система  осуществляет точный  учет  всех  изменений,  отказов,  сбоев и  неполадок  в  системе. АСУ ТП  имеет развитую  систему  самодиагностики, которая проверяет работоспособность  каждого  элемента,  оценивает достоверность всей  получаемой  технологической информации.

Представление информации  осуществляется на  экранах дисплеев  АРМ (автоматизированного рабочего места) оператора. Взаимодействие  с  системой управления осуществляется при  помощи традиционных  средств (клавиатуры  и  манипулятора “мышь”). Для  обеспечения персонала информацией  используются  все виды  визуализации: мнемосхемы, таблицы, гистограммы, графики и картограммы.

Все  данные о  ходе  технологического   процесса  и  все  действия оператора(ов)  протоколируются  и  архивируются. Предусмотрен  дифференцированный  допуск разных  операторов к отдельным  операциям.

АСУ  ТП  цеха подготовки  нефти (ЦПН)

АСУ ТП объектов переработки  нефти может  выполняться как в  виде  полной,  так и поэтапной (частичной) реконструкции.

В силу значительного износа и устаревания значительной части приборов автоматизации и исполнительных механизмов на существующих объектах, рекомендуется полная замена первичных датчиков с переходом на электронную ветвь. Предусмотрена замена пневматических регуляторов на программные контуры регулирования контроллеров в режиме непосредственного цифрового управления.

Более совершенная автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) обеспечивает: 
• Увеличение в процентном отношении доли товарной нефти более высоких групп качества; 
• Снижение в процентном отношении доли некондиции;
• Заданное качество подготовки нефти;
• Сокращение энергозатрат;
• Уменьшение потерь от простоев, возникших вследствие устранения предаварийных состояний;
• Выполнение действующих норм и требований Госгортехнадзора РФ по безопасности;
• Снижение затрат на текущий и капитальный ремонт оборудования КИПиА;
• Улучшение условий труда эксплуатационного персонала.

Система  обработки  информации  узла  учета  нефти  (УУН) представляет  собой технологическо-измерительный комплекс, предназначенный для  автоматизированного  измерения количества  и  физико-химических  показателей  качества  нефти с  точностью,  согласно  требованиям ГОСТ 26976  “Нефть и нефтепродукты. Методы  измерения  массы”  и РД 153-39.4-042-99 “Инструкция по определению массы  нефти при учетных  операциях с  применением систем измерений  количества и показателей  качества  нефти”.

Технические  данные:
Рабочая  среда – товарная  нефть по ГОСТ 9965  “Нефть и нефтеперерабатывающие предприятия. Технические условия”, ТУ 39-1435-89  “Нефть для транспортировки потребителям. Технические  условия”.

Основные  параметры рабочей  среды:
• давление, МПа, не более — 4,0;
• температура, °С — 0÷50;
• плотность,  кг/м³ — 750÷930;
• вязкость  кинетическая, сСт, не  более — 100;
• массовая доля воды, % — 0÷5;
• содержание солей,  кг/м³ — 0÷5;
• содержание механических  примесей, %, не более — 0,05

Условия  эксплуатации:
Для  блока  измерительных  линий (БИЛ), индикатора  фазового  состояния (ИФС) и  трубопоршневой поверочной  установки (ТПУ)  группа  исполнения ДЗ  по  ГОСТ 12997:
• температура  окружающей  среды, °С — от минус 50 до плюс 50;
• влажность  окружающего  воздуха при t = 35 °С, % — 95;
• атмосферное  давление, кПа — от 84 до 106,7

Для  блока  измерения  качества (БИК) и  блока  обработки  информации (БОИ) группа исполнения В4 по ГОСТ 12997:

• температура  окружающей  среды, °С — от 5 до 40;
• влажность  окружающего  воздуха при t = 25 °С, % — от 30 до 80;
• атмосферное  давление, кПа — от 84 до 106,7

Параметры контролируемой  среды, измеренные  средствами узла учета нефти (УУН), выражаются входными сигналами, поступающими на  устройство сбора данных системы:

• Унифицированные  сигналы 4÷20 мА  соответствуют  температуре 0÷50 °С, давлению 0÷1 МПа, содержанию  воды 0÷5 объемных  процента  контролируемой  среды;
• Сигнал постоянного  напряжения от -7,5 до -9,3 В соответствует  плотности 750÷930 кг/м³;
• Сигнал постоянного  напряжения от 0 до -10 В соответствует  содержанию солей 0÷5 кг/м³.

Система “Родник” обеспечивает  выполнение  следующих функций:

1. Измерение  в автоматическом  режиме
   - массы  брутто  нефти  и объема при температуре и давлении  по  каждой измерительной  линии  и  узел учета нефти (УУН)  в целом;
   - текущего  значения плотности  при температуре  и  давлении  нефти  на  УУН;
   - среднего  значения  плотности  за  заданный  промежуток времени (2 часа, смену, сутки), приведенного к 20 ºС;
   - массы  нефти  с  учетом  содержания  воды и солей.
2. Отображение на экране  монитора схемы  работы (включение, отключение) измерительных  линий  и  индикации  протекания продукта (нефти).
3. Автоматический отбор объединенной  пробы,  ручной отбор точечной  пробы.
4. Автоматические  проверки  преобразователей  расхода  при  помощи трубопоршневой  установки  без  нарушения  процесса измерений.
5. Контроль  перепада  давления на  фильтрах.
6. Автоматический  контроль,  индикацию и сигнализацию  предельных  значений  параметров (температуры,  давления,  расхода по каждой  измерительной  линии).
7. Индикацию и автоматическое обновление данных  измерений массы, объема,  расхода  по каждой  измерительной  линии  и  УУН  в  целом,  значений  температуры и давления  по  каждой  измерительной линии и в  блоке  качества,  плотности нефти  с  вызовом на  монитор по требованию.
8. Определение  массы нетто  с  использованием  значений составляющих  балласта, полученных  в  аналитической  лаборатории.
9. Регистрацию результатов  измерений, их  хранение  и  передачу  на  системы  верхнего  уровня.
10. Отображение  на  экране  монитора двух  паспортов  качества нефти  за  выбранный  промежуток  времени, возможность  вывода  на  печать паспортов.
11. Отображение  на  экране монитора акта  приема-сдачи  нефти  за  выбранный  промежуток  времени, вывод  на  печать заполненного бланка  акта.
12. Отображение  на  экране монитора  технологической  схемы  УУН,  со  схемой  блока  контроля  качества и  трубопоршневой установки.

Пределы допускаемой  относительной погрешности  системы и УУН во  всем  диапазоне измерений  рабочей среды  и условий  эксплуатации  в  диапазоне  расходов 20÷80 %  от  максимального  при определении  равны:
Массы  брутто, % ± 0,25;
Массы нетто, % ± 0,25.

Показатели  надежности  и  долговечности:
Гарантированная  работа,  исходя из минимального межповерочного интервала для  средств измерения,  входящих  в  УУН -  1 год. Средняя  наработка  на  отказ – не менее 40 000 часов. Срок службы не менее 8 лет.
АСУ УУН строится на основе имеющихся первичных преобразователей – датчиков температуры, расходомеров, плотномеров, - имеющих  унифицированные  выходные  сигналы.
Интерфейс связи АСУ “СОИ-УУН”– в зависимости от типа контроллера для передачи информации на  АРМ,  в том  числе –  по радиоканалу. 
Проведение монтажных и пуско-наладочных работ электротехнического и электронного оборудования на объектах заказчика.  
Разработка и адаптация программного обеспечения АСУ по заказам клиентов, применительно к конкретному объекту и оборудованию. 

По всем вопросам обращаться по
Тел. (4912) 24-89-12
Тел. приемной (4912) 24-89-02

версия для печати