Модернизация системы автоматизации измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления "Туймазынефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

СИКН, БЛОК ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ, ОПТИЧЕСКИЙ ГАЗОАНАЛИЗАТОР, СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗАГАЗОВАННОСТИ, НАДЕЖНОСТЬ

Объектом исследования является система измерения количества и показателей качества нефти нефтегазодобывающего управления «Туймазынефть».

В процессе исследования был проведен анализ газоизмерительной системы блока измерения качества нефти и приведен расчет надежности системы контроля загазованности.

Цель работы - модернизация системы автоматизации блока измерения показателей качества нефти, а также увеличение его надежности за счет внедрения оптического газоанализатора.

В результате исследования по показателям надёжности был выбран оптический газоанализатор СГОЭС-М компании «Электронстандарт-прибор».

Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели подтверждают надежность, быстродействие, ресурсоемкость блока измерения качества нефти и свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийной ситуации на технологическом объекте.

Степень внедрения - на основании полученных результатов рекомендована замена термохимического сигнализатора на оптический газоанализатор в БИК НГДУ «Туймазынефть».

Экономическая эффективность от внедрения оптического газоанализатора СГОЭС-М составит 397,07 тыс. руб.

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

1.1 Назначение и состав СИКН

1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН

1.3 Технологическая схема СИКН

1.4 Блок измерительных линий

1.5 Блок измерения качества нефти

1.6 Стационарная ТПУ

1.7 Узел подключения передвижной ТПУ

1.8 Узел регулирования давления

1.9 Дренажные подземные емкости

1.10 Основные функции СИКН

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти

3.1 Структура системы автоматизации

3.2 Объем автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти

3.3 Система обработки информации

3.4 Описание средств автоматизации, используемых в БИК

4. Повышение надежности СИКН НГДУ «Туймазынефть»

4.1 Анализ состояния проблемы

4.2 Основные преимущества и недостатки термохимического и оптического газоанализаторов

4.3 Оптический газоанализатор СГОЭС-М

4.4 Расчёт показателей надёжности термохимического и оптического газоанализаторов

4.5 Расчет показателей надежности для системы контроля загазованности в БИК

4.6 Анализ результатов расчёта

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей в системе измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет освещенности операторной

6. Оценка экономической эффективности внедрения оптического газоанализатора

6.1 Сущность и методика расчета экономической эффективности инвестиций

6.2 Характеристика объекта внедрения

6.3 Расчёт экономической эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;

БИЛ - блок измерительных линий;

БИК - блок измерения показателей качества нефти;

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка;

КМХ - контроль метрологических характеристик;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

ПУ - поверочная установка;

СИ - средства измерения;

ТПР - турбинные преобразователи расхода;

ЗД - задвижка;

КШ - кран шаровой;

РР - регулятор расхода;

УП - пробозаборное устройство;

ИФС - индикатор фазового состояния;

РД - регулятор давления;

ИЛ - измерительная линия;

СОИ - система обработки информации;

УОСГ - устройство для определения свободного газа;

Н - насос;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

УДР - узел регулирования давления;

МПК - международная патентная классификация;

ШИВК - шкаф измерительно-вычислительного комплекса;

ШАЗС - шкаф аварийной защиты и сигнализации;

ПЛК - программируемый логический контроллер;

ПАЗ - противоаварийная защита;

НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени;

АСУТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

ППКОП - прибор приёмно-контрольный охранно-пожарный;

ИБП - источник бесперебойного питания;

ВА - вторичная аппаратура;

БЭ - блок электроники;

БОИ - блок обмена информацией;

АЦП - аналогово-цифровой преобразователь;

ЧЭ - чувствительный элемент;

ТХД - термохимический датчик;

ПДК - предельно-допустимые концентрации;

ИП - источник питания;

БСП - блок сигнализации и питания;

ДЗ - датчик загазованности;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

СА - система автоматики;

ЧДД - чистый дисконтированный доход;

ИД - индекс доходности инвестиций;

ВНД - внутренняя норма доходности;

СО - срок окупаемости инвестиций;

ПФ - потребность в дополнительном финансировании;

КВ - капиталовложения;

ПНР - пуско-наладочные работы;

СМР - строительно-монтажные работы

Введение

Система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенные для проведения учетно-расчетных операций при транспортировке нефти. Показатели качества нефти определяются в блок-боксе БИК, как и любое технологическое помещение оно должно быть оснащено системой контроля загазованности, для исключения возникновения аварийных ситуаций на всём объекте.

Система контроля загазованности обладает наивысшим приоритетом по влиянию на промышленную безопасность, поэтому она должна быть достаточно надёжной. На данный момент при проектировании новых или реконструкции устаревших систем автоматизации используются современные оптические газоанализаторы, вместо старых термохимических.

Цель данного дипломного проекта - усовершенствование системы автоматизации СИКН НГДУ «Туймазынефть» и увеличение надежности технологического объекта.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии измерения количества и показателей качества нефти и средств автоматизации, применяемых на СИКН;

- повышение качества определения довзрывноопасных концентраций углеводородов на территории блок-бокса БИК при помощи газоанализатора оптического типа;

- повышение надежности рассматриваемого технологического объекта.

При работе над проектом были использованы материалы МОАО «Нефтеавтоматика» (пояснительная записка «Система измерений количества и показателей качества нефти НГДУ «Туймазынефть»).

1. Система измерения количества и показателей качества НГДУ «Туймазынефть»

1.1 Назначение и состав СИКН

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) предназначена для определения количества и показателей качества нефти в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «НЕФТЬ. Общие технические условия», перекачиваемой по трубопроводам при взаиморасчётах между поставщиком и потребителем нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения качества нефти (БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), узла подключения передвижной ТПУ и узла регулирования давления (УРД).

На рисунке 1.1 представлена упрощённая технологическая схема СИКН.

Рисунок 1.1 - Упрощённая технологическая схема СИКН

Конструкция СИКН предусматривает шаровые краны и трубопроводы для дренирования жидкости с входного и выходного коллекторов, рабочих, резервных и контрольной измерительных линий и БИК. Дренаж нефти производится в проектируемые дренажные емкости учтённой и неучтённой нефти с возможностью измерения уровня.

Таблица 1 Основные технические характеристики СИКН № 357

Наименование показателя	Значение показателя
Расход нефти через СИКН, мі/ч:
- минимальный	62
- максимальный	125
Давление нефти, МПа:
- рабочее	От 0,3 до 0,9
- минимальное допустимое	0,3
- максимальное допустимое	0,9
Суммарные потери давления на СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа:
- в рабочем режиме	0,2
- в режиме поверки	0,4
Режим работы СИКН	Непрерывный
Режим управления запорной арматурой	Автоматизированный
Режим работы ПУ	Автоматизированный
Способ поверки и КМХ ПР	По стационарной ПУ 2-го разряда
Способ поверки стационарной ТПУ	По передвижной ПУ 1-го разряда
Категория электроснабжения по ПУЭ	1
Электроснабжение	380 В, трёхфазное, 50 Гц (220±22) В, однофазное, 50 Гц
Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ/ГОСТ Р 51330.9-99:
- площадка БИЛ	В-1а/класс 2
- блок-бокс БИК	В-1г/класс 2
- площадка ПУ	В-1а/класс 2
Категория по взрывопожарной и пожарной опасности по СП 12.13130.2009:
- площадка БИЛ	АН
- блок-бокс БИК	А
- площадка ПУ	АН
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.11-99: - нефть	IIA
Категория взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5-99: - нефть	Т3

1.2 Основные метрологические показатели функционирования СИКН

В СИКН используются средства измерения (СИ), типы которых утверждены, или прошли метрологическую аттестацию и допущены к применению в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности во всём диапазоне измерений массы нефти для СИКН (согласно ГОСТ Р 8.595 - 2004) соответствуют следующим значениям:

- для массы брутто нефти, %, не более 0,25;

- для массы нетто нефти, %, не более 0,35;

- объёма, %, не более 0,15.

Все СИ, входящие в состав СИКН проходят поверку в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Для обеспечения этих значений погрешности СИ, входящие в состав СИКН, должны иметь следующие характеристики:

- предел относительной погрешности преобразователей объемного расхода в рабочем диапазоне расходов и вязкости должен быть не более 0,15%;

- предел допускаемой основной абсолютной погрешности датчика плотности должен быть не более 0,3 кг/м3;

- предел допускаемой абсолютной погрешности влагомера должен быть не более 0,1% объёмной доли воды;

- предел допускаемой относительной погрешности вискозиметра должен быть не более 1,0%;

- предел допускаемой абсолютной погрешности измерителей температуры должен быть не более 0,2 0С;

- предел допускаемой относительной погрешности преобразователей давления должен быть не более 0,5%.

Все СИ, входящие в состав СИКН, проходят периодическую поверку не реже 1-го раза в год в соответствии с методиками поверки.

Турбинные преобразователи расхода (ТПР) поверяются по ТПУ на месте эксплуатации не реже 1 раза в год в соответствии с методикой.

В качестве стационарной ТПУ используется ТПУ 2-го разряда.

Стационарная ТПУ поверяется 1 раз в 2 года по передвижной ТПУ 1-го разряда.

1.3 Технологическая схема СИКН

Нефть через задвижку ЗД5 поступает во входной коллектор блока измерительных линий. Из входного коллектора блока измерительных линий нефть через шаровые краны КШ35, КШ36 или КШ34 поступает в измерительные линии (2 рабочие или 1 рабочую и 1 резервную) и далее пройдя фильтры Ф3, Ф4 или Ф2, струевыпрямительные секции С3, С4 или С2, турбинные преобразователи расхода СЧ3, СЧ4 или СЧ2, регуляторы расхода РР3, РР4 или РР2 и краны шаровые КШ44, КШ45 или КШ43 поступает в выходной коллектор блока измерительных линий. При этом краны шаровые КШ33, КШ39, КШ40 и КШ41 закрыты и проверены на герметичность.

На выходном коллекторе блока измерительных линий установлено пробозаборное устройство (УП) щелевого типа. Через УП, кран шаровой КШ28 и электронасос нефть подаётся в блок контроля качества нефти. Выход нефти из БИК осуществляется через кран шаровой КШ29. На выходном коллекторе также установлены индикаторы фазового состояния (ИФС) и узел регулирования давления, состоящий из регулятора давления РД, задвижек ЗД7, ЗД8 и задвижки ЗД6 на бейпасной линии.

Переход на резервную измерительную линию осуществляется:

- при отказе рабочего ТПР;

- при увеличении погрешности турбинного преобразователя расхода выше допустимой;

- при нарушении работы запорной арматуры рабочей измерительной линии;

- при неустраняемых утечках нефти в местах соединений измерительных линий;

- при нарушении кабельной линии между рабочим ТПР и вторичной аппаратурой;

- засорении фильтра (порыв сетки фильтра, превышении предельно допустимого перепада давления на фильтре).

Поверка ТПР и контроль метрологических характеристик ТПР по стационарной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через задвижку ЗД4 (при закрытом КШ50) поступает в стационарную ТПУ, из которой через задвижку ЗД3 и кран шаровой КШ46 (при закрытых ЗД1 и ЗД2) поступает в выходной коллектор.

Поверка турбинных преобразователей расхода по передвижной ТПУ производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ37 (при закрытом КШ38, КШ45 или КШ44 или КШ43 или КШ42) и через кран шаровой КШ50(при закрытыхЗД3 и ЗД4) и задвижку ЗД2 поступает в передвижную ТПУ, из которой через задвижку ЗД1(при закрытом КШ46) поступает в выходной коллектор.

Контроль метрологических характеристик рабочих и резервного ТПР по контрольному ТПР производится следующим образом: нефть, пройдя одну из измерительных линий, через открытый кран шаровой КШ41 или КШ40 или КШ39 или КШ38 (при закрытом КШ33, КШ37, КШ47, КШ45 или КШ44 или КШ43) поступает на контрольную линию, пройдя струевыпрямительную секцию С1, турбинный преобразователь расхода СЧ1 и кран шаровой КШ42 нефть поступает в выходной коллектор.

1.4 Блок измерительных линий

Конструктивно БИЛ состоит из двух блоков БИЛ1 и БИЛ2. В состав БИЛ1 входят две рабочие линии, в состав БИЛ2 сходят одна резервная измерительная линия и одна контрольная линия, которая может быть использована в качестве резервной. Контрольная измерительная линия используется для контроля метрологических характеристик преобразователей расхода на рабочих измерительных линиях. Контрольную измерительную линию можно использовать также в качестве резервной линии при отказе рабочих измерительных линии.

Каждая измерительная линия БИЛ оснащена двухкомпонентным шаровым краном-регулятором (PP1, РР2, РР3, PP4) с электроприводом AUMA SGRM Ex для регулирования расхода нефти, а также запорными устройствами - шаровыми фланцевыми кранами с электроприводом AUMA SGM Ex, позволяющими при необходимости отсекать каждую ИЛ, переключать рабочие ИЛ и резервную ИЛ на контрольную для сличения показаний и переключать рабочие, резервную и контрольную ИЛ для поверки по стационарной или передвижной ТПУ.

Привод AUMA имеет конечные и моментные выключатели в обоих направлениях, механический индикатор положения, дублирующий ручной редуктор, термовыключатели в обмотках мотора. Время срабатывания привода - 59 сек.

Регулятор расхода на каждой измерительной линии необходим для равномерного распределения потока нефти по одновременно работающим измерительным линиям.

Измерительные линии комплектуются шаровыми кранами для слива нефти в систему дренажа.

В пределах БИЛ дренаж учтенной и неучтенной нефти осуществляется в раздельные коллекторы, на каждом из которых в целях исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа предусмотрен сигнализатор уровня, выдающий в СОИ сигнал о появлении нефти в коллекторе дренажа.

1.5 Блок измерения качества нефти

БИК расположен в утепленном блок-боксе размерами 8500x2800x3000 (мм), предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, вязкости, влажности, давлению и температуре перекачиваемой нефти, а также ручного и автоматического отбора пробы по ГОСТ 2517 - 85.

Входной нефтепровод БИК подсоединяется к щелевому пробозаборному устройству находящемуся на выходном коллекторе СИКН.

Нефть через пробозаборное устройство поступает на прием электронасоса, далее через автоматический пробоотборник, ручной пробоотборник, термостакан, плотномер, влагомер, вискозиметр, шаровой кран-регулятор расхода и турбинный расходомер нефть поступает в выходной коллектор СИКН.

БИК размещается в отапливаемом боксе, оснащенном системами:

- вентиляции;

- освещения;

- контроля температуры в помещении;

- контроля и сигнализации о загазованности;

- контроля и сигнализации о пожаре;

- сигнализации открытия двери блок-бокса.

В технологической линии БИК установлены: поточные преобразователи плотности, вязкости, содержания воды (влагомеры) и автоматические пробоотборники, а также преобразователи температуры и давления, термометры и манометры.

Предусмотрены краны для подключения пикнометрической установки и УОСГ.

Для прокачки нефти через БИК, после пробозаборного устройства установлены электронасосы HI и Н2 марки HPGS 1x1x6 С-АЗ-49.

Для промывки приборов и технологических трубопроводов от загрязнения в проекте предусматривается использование выше указанных насосов прокачки в качестве промывочных.

Промывку плотномера производиться через входной вентиль, предназначенный для подключения УОСГ, со сбросом промывочной жидкости в общую дренажную систему БИК.

Для контроля протока нефти через БИК на выходе установлен счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0.

Технические характеристики шарового крана-регулятора расхода компании IВС PRANA Ltd по ТУ № ТР 422 IВС-14/1997:

- группа арматуры - К;

- 86 номер исполнения в группе;

- фланцевое присоединение к трубопроводу;

- способ управления - электропривод;

- материал легированная сталь;

- двухкомпонентная компоновка корпуса;

- транспортируемая среда - нефть.

Для измерения плотности перекачиваемой нефти установлены: термостат для измерения плотности ареометром и поточные плотномеры фирмы «Solartron».

Для отбора по заданной программе пробы нефти, транспортируемой по трубопроводу, в БИК установлен пробоотборник серии «С» фирмы «Clif Mock».

Для проведения профилактических работ и ремонта приборов БИК предусмотрены байпасные линии.

Трубопроводная обвязка в низких и высоких точках имеет клапаны для сброса нефтепродукта в дренажную систему и стравливания воздуха при заполнении трубопроводов.

В качестве запорной арматуры в БИК использованы шаровые краны Ду 15, 25, 50 Ру 4,0 МПа.

В БИК предусмотрены два штуцера с полнопроходными шаровыми кранами для подключения циклометрической установки. Пикнометрическая установка подключается последовательно к каждому поточному плотномеру и предназначена для его поверки.

Температура внутри блока в холодное время года должна быть не ниже +5 °С.

В местах прохождения через стены блок-бокса технологические трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси.

В помещении блок-бокса предусмотрена механическая вытяжная вентиляция, рассчитанная на удаление восьмикратного объема воздуха, из нижней и верхней зон, по полному объему помещения. На дверях выше указанных блоков предусмотрена установка жалюзийных решеток для естественной вентиляции помещения. Воздухозаборное устройство оборудовано заслонкой с ручным управлением для регулирования проходного сечения его во избежание охлаждения помещения в зимнее время и преждевременного выхода из строя обогревателя.

1.6 Стационарная ТПУ

Для поверки, контроля метрологических характеристик преобразователей расхода используется стационарная ТПУ фирмы «Smith Meter Inc.» со следующими техническими характеристиками:

- максимальный расход, 300 м3/ч;

- объем калиброванной части между детекторами, 0,95 м3;

- типоразмер измерительной секции по NPS, 12 дюймов;

- диаметр камеры запуска поршня по NPS, 16 дюймов;

- типоразмер четырехходового крана класс 300 по ANSI, 6 дюймов;

- количество детекторов поршня, 4 шт;

- расстояние между детекторами поршня, 13 м.

Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе ТПУ расположены:

- датчик температуры;

- термометр;

- датчик давления;

- манометр.

В качестве запорной арматуры в узле подключения стационарной ТПУ применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.

1.7 Узел подключения передвижной ТПУ

Узел подключения предназначен для подключения передвижной ТПУ с целью поверки стационарной ТПУ или преобразователей расхода. Конструктивно узел подключения передвижной ТПУ состоит из трубопроводной обвязки и запорной арматуры. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 100 Ру 4,0 МПа и шаровой кран Ду 100 Ру 4,0 МПа с контролем протечек.

Для измерения давления и температуры нефти на входе и выходе передвижной ТПУ расположены:

- датчик температуры;

- термометр;

- датчик давления;

- манометр.

1.8 Узел регулирования давления

Узел регулирования давления предназначен для регулирования давления на СИКН и установлен на выходном коллекторе СИКН. Конструктивно узел регулирования давления состоит:

- из регулятора давления с электроприводами;

- задвижек;

- преобразователя давления;

- манометра;

- запорной арматуры для дренажа и стравливания воздуха;

- индикатора фазового состояния.

В качестве регулятора давления используется двухкомпонентный шаровой кран-регулятор (РД) с электроприводом AUMA SGRM Ех Ду 100 Ру 4,0 МПа. В качестве запорной арматуры применены задвижки Ду 150 Ру 4,0 МПа.

1.9 Дренажные подземные емкости

В качестве дренажных емкостей для дренажа учтенной и неучтенной нефти в проекте заложены подземные емкости ЕП12,5-2000-1-2 по СТП 0352-164-95 со следующими техническими характеристиками:

- вместимость, 12,5 м3;

- диаметр внутренний, 2000 мм;

- емкость оборудована электронасосным агрегатом НВ 50/50:

производительность насоса, 50 м3/ч;

напор, 50 м;

тип электродвигателя - 160М4;

мощность, 18,5 кВт.

Для измерения давления на нагнетательной линии насосов и уровня в дренажных емкостях установлены:

- манометр для точных измерений МТИ;

- уровнемер ДУЕ-1 [1].

1.10 Основные функции СИКН

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы брутто нефти и вычисление массы нетто нефти;

- автоматизированное измерение технологических параметров;

- автоматизированное измерение качественных показателей нефти;

- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-85;

- отображение (индикацию) и регистрацию результатов измерений;

- поверку рабочих и эталонных СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

- контроль метрологических характеристик СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

- передачу данных на верхний уровень;

- местная индикация:

1) давления нефти в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на фильтрах;

2) температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;

- автоматизированное и ручное (с АРМ оператора и по месту) управление электроприводной арматурой СИКН;

- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочих ТПР по контрольному ТПР на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

автоматизированная поверка и контроль метрологических характеристик рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ на месте эксплуатации без нарушения режима работы нефтепровода;

- автоматизированное выполнение поверки стационарной ТПУ по передвижной ТПУ;

- автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры и ручной отбор точечной пробы;

- автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме КМХ рабочих ТПР по контрольному ТПР;

- автоматизированное и ручное регулирование расхода в режиме поверки и КМХ рабочих ТПР и контрольного ТПР по стационарной ТПУ;

- автоматизированное и ручное управление регуляторами давления в УРД с целью обеспечения заданного давления на выходе СИКН (перед УРД);

- автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК;

- местный и дистанционный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерения и поверок;

- фильтрацию нефти от механических примесей на фильтрах;

- промывку технологических трубопроводов и приборов качества в БИК;

- демонтаж первичных измерительных преобразователей и технологического оборудования без нарушения процесса измерения;

- дренаж нефти из оборудования, технологических трубопроводов и последующее их заполнение без остатков воздуха.

Автоматическое измерение в реальном масштабе времени:

- суммарного массового расхода через БИЛ и по каждой измерительной линии;

- объемного расхода в БИК;

- плотности нефти при рабочих температуре и давлении;

- вязкости нефти при рабочих температуре и давлении;

- объемной доли воды в нефти;

- текущих значений давления в ИЛ БИЛ, во входном и выходном коллекторах БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ, на входе и выходе УРД;

- текущих значений температуры в ИЛ БИЛ, в БИК, во входном и выходном коллекторах ТПУ;

- перепада давления на фильтрах и БИК;

- перепада давления на насосах БИК.

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

В дипломном проекте рассматривается вопрос повышения надежности работы системы контроля загазованности в БИК системы измерения количества и показателей качества нефти при нефтегазодобывающем управлении «Туймазынефть».

Система контроля загазованности блока измерения качества нефти должна обеспечивать высокую надёжность защиты от аварийных ситуаций. Повысить надёжность рассматриваемой системы возможно с помощью замены устаревших и малонадёжных элементов. Для этого можно заменить существующий устаревший термохимический датчик и загазованности СТМ-30 на наиболее современный оптический газоанализатор СГОЭС-М. Принцип его работы основан на изменении поглощения инфракрасного излучения после прохождения его через среду с газом. Поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено анализу средств измерения оптического типа, для обнаружения довзрывоопасных концентраций паров нефти и нефтепродуктов.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. Поиск по пяти ведущим зарубежным странам не проводился в связи с отсутствием материалов в фондах УГНТУ.

Глубина поиска 5 лет (2007 - 2011 гг). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):

- G 01 N 21/61 «Исследование или анализ материалов с помощью оптических средств, т.е. с использованием инфракрасных, видимых или ультрафиолетовых лучей»;

- G 01 J 3/00 «Исследование или анализ материалов с помощью спектрометрии».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения»;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G 01 N 21/61 G 01 J 3/00	№ 2292039 - 2438115 № 2293293 - 2432555	№ 2292039 «Инфракрасный абсорбционный газоанализатор» № 2421709 «Оптический абсорбционный газоанализатор» № 2417354 «Излучатель инфракрасный»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Рассмотрим более подробно найденные из источников патентной документации аналоги оптического газоанализатора СГОЭС-М.

Инфракрасный абсорбционный газоанализатор (№ 2292039) относится к измерительной технике, а именно к устройствам для определения концентрации газов, может быть использовано для определения концентрации горючих и токсичных газов, образующихся при сжигании органического топлива. Включает в себя источник инфракрасного излучения со сферическим зеркальным отражателем, рабочую и опорную камеры, обтюратор с приводом, оптический фильтр, приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и блок управления с мини-ЭВМ.

Рабочая камера газоанализатора, выполненная в виде полого усеченного конуса с внутренним сферическим зеркальным отражателем на большем основании, установлена непосредственно внутри опорной камеры вдоль одной оптической оси со сферическим зеркальным отражателем источника инфракрасного излучения, в то время как приемник инфракрасного излучения с фокусирующим устройством и дополнительный сферический зеркальный отражатель установлены вдоль другой оптической оси, пересекающейся с вышеуказанной оптической осью, в точке пересечения которых установлен делитель инфракрасного излучения, позволяющий одну часть потока инфракрасного излучения направлять на дополнительный сферический отражатель, а другую его часть на сферический зеркальный отражатель рабочей камеры газоанализатора, при этом обтюратор газоанализатора, выполненный в виде вращающегося непрозрачного диска с окном, установлен со стороны, противоположной от источника и приемника инфракрасного излучения перед делителем инфракрасного излучения, периодически пропуская инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, прерывая при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, и наоборот, периодически прерывая инфракрасное излучение от сферического зеркального отражателя рабочей камеры, пропуская при этом инфракрасное излучение от дополнительного сферического зеркального отражателя, а оптический фильтр газоанализатора, выполненный в виде вращающегося барабана с набором интерференционных светофильтров и приводом от шагового двигателя, установлен между делителем инфракрасного излучения и фокусирующим устройством приемника инфракрасного излучения.

Оптический абсорбционный газоанализатор (№ 2421709) относится к области измерительной техники и может быть использовано для количественного определения концентрации отдельных компонентов в многокомпонентных газовых смесях. Содержит источник лазерного излучения с устройством разделения лучистого потока на два одинаковых пучка, камеру для анализируемой смеси и приемник рабочего канала, последовательно расположенные на пути прохождения одного пучка; камеру с «нулевым» газом и приемник сравнительного канала, расположенные на пути другого пучка. Оба приемника, расположенные на пути двух раздельных лучей, выполнены в виде идентичных металлических пластин, изготовленных из сплава, претерпевающего мартенситное превращение в заданном интервале температур измерения, размещенных на диэлектрических подложках с малым коэффициентом теплопроводности и соединенных с соответствующими входами устройства измерения электросопротивления, сопряженного с блоком управления, приема и обработки данных.

Излучатель инфракрасный (№ 2417354) предназначен для инфракрасных газоанализаторов, работающих в длинноволновом участке спектра, относится к источникам инфракрасного излучения, применяемым в оптических инфракрасных абсорбционных газоанализаторах. Инфракрасный излучатель, содержащий излучающее нагретое тело, корпус с выходным окном, через которое выходит инфракрасное излучение. С целью повышения эффективности и селективности инфракрасного излучателя в длинноволновой области спектра, излучающее тело выполнено в виде тонкого диска, расположенного по оси оптического канала и выполненного из монокристаллического сапфира с нагревателем, расположенным по периферии диска таким образом, чтобы поток инфракрасного излучения от нагревателя не попадал в выходное окно, при этом поток излучения с обратной стороны диска поглощается задней стенкой корпуса.

Все найденные изобретения различаются конструктивными особенностями, но основной принцип работы у всех одинаковый. Во всех изобретениях наличие газа определяется степенью поглощения инфракрасного излучения. Отсюда следует, что в качестве измерения взрывоопасных газов и паров нефти в помещении можно использовать оптический газоанализатор, принцип действия которого основан на инфракрасном излучении.

3. Автоматизация системы измерения количества и показателей качества нефти

3.1 Структура системы автоматизации

Система автоматики предназначена для контроля, защиты (предупредительная и аварийная сигнализация, изменение режимов работы, отключение) и управления технологическим оборудованием СИКН.

Средства контроля и автоматизации, устанавливаемые на СИКН, обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение и регистрацию параметров (температуры, давления, расхода, плотности, вязкости и влагосодержания);

- визуальный контроль температуры и давления нефти по месту измерения;

- автоматический контроль загазованности в помещении БИК с управлением вентиляторами;

- автоматический контроль загазованности наружных площадок СИКН;

- автоматический отбор представительных проб нефти;

- пожарную сигнализацию в помещении БИК;

- автоматическое регулирование:

1. расхода по каждой измерительной линии;

2. расхода на линии измерения качества в БИК;

3. давления на выходе СИКН;

- контроль уровня в дренажных емкостях.

Структурная схема автоматизации (рисунок 3.1) строится по иерархическому принципу и состоит:

- из нижнего уровня;

- среднего уровня;

- верхнего уровня.

Нижний уровень представляет собой датчики, исполнительные механизмы, аппаратура местного управления и сигнализации. Средний и верхний уровень вместе являются системой обработки информации (СОИ).

Рисунок 3.1 - Структурная схема автоматизации СИКН

В состав СОИ входит следующее оборудование:

- шкаф измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) в составе:

1) корпус шкафа (600x800x2000 мм);

2) контроллер измерительный (основной и резервный);

3) блок электронный ИФС-700М - 2 шт;

4) источник бесперебойного питания;

5) дополнительная батарея для ИБП;

6) комплект барьеров искробезопасности;

7) комплектующие для установки оборудования и электромонтажа;

- шкаф аварийных защит и сигнализации (ШАЗС):

1) корпус шкафа (600x800x2000 мм);

2) программируемый логический контроллер (ПЛК) (основной, резервный);

3) вторичные приборы, демонтируемые с существующих шкафов автоматики;

4) коммутатор сети Ethernet (основной и резервный);

5) комплект барьеров искробезопасности;

- АРМ оператора СИКН (основной и резервный);

- принтер лазерный сетевой;

- принтер матричный - 2 шт.

3.2 Объем автоматизации системы измерения количества и показателей качества нефти

Рассмотрим более подробно автоматизацию блока измерения показателей качества нефти, так как в блок боксе находится рассматриваемая система контроля загазованности. Перечень средств измерения и контроля представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Перечень средств измерения и контроля

Позиционное обозначение	Наименование	Кол-во	Прим.
1, 2, 16	Манометр типа МТИ-1246	3
3	Регулятор расхода с электроприводом типа AUMA MATIC	1
4, 5	Пробоотборник автоматический типа True Cut фирмы Clif Mock	2
6	Преобразователь расхода турбинный типа ТПР МИГ	1
7, 8	Преобразователь вязкости поточный типа Solartron 7829	2
9, 14	Преобразователь плотности поточный типа Solartron 7835	2
10	Преобразователь температуры Fisher Rosemount типа 644 H	1
11, 13	Преобразователь влагосодержания типа LU корпорации Phase Dynamics	2
12	Преобразователь избыточного давления типа 3051 TG	1
15	Термометр типаТЛ-4	1
17	Прибор приёмно-контрольный охранно-пожарный типа Яхонт-4И	1
17-1, 17-2, 17-3	Извещатель тепловой типа ИПЭС	3
18	Блок сигнализации и питания сигнализатора загазованности типа СТМ-30	1
18-1, 18-2	Сигнализатор загазованности типа СТМ -30	2
19	Датчик уровня типа ПМП-052	1
20	Термопреобразователь типа ТСМУ Метран-274	1
21	Выключатель концевой типа ВВ-3-03	1
22	Пост кнопочный взрывозащищённый типа ПВК-15	1
23,24	Кран шаровой с электроприводом типа AUMA MATIC	2
25, 26, 27,28	Пускатель магнитный	4

В блок-боксе БИК предусмотрена система противоаварийной защиты (ПАЗ), она представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Блокировки и их действия

№ сценария	Позиция	Условие	Действие
1	LS 19	>100 мм от уровня пола или <300 мм от фланца прибора	1 Отключение насосов 2 Закрытие КШ28 и КШ29
2	QISA 18	>30% НКПРП или сохранение загазованности >10% НКПРП в течение 10 минут	1 Отключение вентилятора через 15 минут после снижения загазованности ниже предельного уровня 2 Закрытие КШ28 и КШ29 3 Отключение Н1 и Н2 4 Отключение отопления
3	QY 17	Срабатывание не менее двух извещателей пожарных пламени	1 Отключение вентилятора 2 Закрытие КШ28 и КШ29 3 Отключение Н1 и Н2 4 Отключение отопления

Комплекс технических средств автоматизации, установленный на технологическом оборудовании обеспечивает:

- измерение температуры в блоке измерения качества (местное и дистанционное). Для дистанционного измерения температуры используются датчики температуры с аналоговым выходным сигналом 4-20 мА модели 644Н с блоками защиты от переходных процессов 470С фирмы Emerson Process Management, подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ631 - фирмы Elcon. Для местного измерения используются стеклянные ртутные термометры типа ТЛ-4;

- измерение давления в блоке измерения качества (местное и дистанционное), на выходе насосов HI и Н2 в блоке измерения качества (местное). Для местного измерения давления используются показывающие манометры типа МТИ, для дистанционного - датчики давления с аналоговым выходом 4-20мА модели 3051TG со встроенным блоком защиты от переходных процессов, фирмы «Emerson Process Management», подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ 631 - фирмы Elcon;

- дистанционное измерение расхода нефти на трубопроводе линии контроля параметров качества нефти в БИК. Дистанционное измерение расхода нефти на измерительных линиях (рабочих, резервной и контрольной) используется турбинный преобразователь расхода серии MVTM фирмы Smith Meter Inc. с двумя предусилителями РА-6 с блоком защиты от переходных процессов 470J фирмы Emerson Process Management, подключаемые к Solartron 7955 через блок защиты от перенапряжения УЗТ. На трубопроводе в линии контроля параметров качества нефти в БИК - счетчиком нефти турбинным МИГ-40подключаемый к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗТ;

- дистанционное измерение плотности нефти в БИК осуществляется плотномером фирмы Solartron 7835;

- дистанционное измерение влагосодержания в нефти осуществляется микропроцессорным анализатором влажности фирмы Phase Dynamics;

- дистанционное измерение вязкости нефти в БИК осуществляется вискозиметром типа Solartron 7827;

- автоматический отбор пробы нефти в БИК производится автоматическим пробоотборником типа True-Cut C22 Clif Mock;

- контроль загазованности воздуха в помещении БИК и на наружных площадках СИКН производится сигнализатором загазованности СТМ-30-50;

- автоматическое регулирование расхода в БИК осуществляется через регулирующие шаровые краны типа К86 с электроприводом AUMA с блоком управления AUMA MATIC.

Средства измерения и оборудование, устанавливаемые на БИК обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение температуры воздуха в блок-боксе БИК (дистанционное). Для дистанционного измерения температуры используются датчики температуры с аналоговым выходным сигналом 4-20 мА модели 644Н с блоками защиты от переходных процессов 470С фирмы Emerson Process Management, подключаемые к вычислителю расхода через блоки защиты от перенапряжения УЗД и искробезопасные барьеры модели µZ631 - фирмы Elcon;

- измерение вязкости нефти в БИК (дистанционное). Дистанционное измерение вязкости нефти в (БИК) вискозиметром типа Solartron 7827. Вискозиметр измеряет динамическую вязкость, плотность, температуру;

- контроль доступа в помещение БИК (дистанционный). Дистанционная сигнализация открытия двери в блок-бокс производится концевым выключателем ВВ-3-03;

- контроль затопления помещения БИК (дистанционный). Контроль затопления БИК осуществляется датчиком уровня ПМП-052.

3.2.1 Контроль загазованности

Контроль загазованности в блоках СИКН осуществлен сигнализаторами СТМ-30, состоящими из блока датчика (со встроенным датчиком) взрывозащищенного исполнения и блока сигнализации и питания с пороговым устройством. Структурная схема системы контроля загазованности представлена на рисунке 3.3.

При достижении пороговой концентрации 10% НКПРП по сумме компонентов углеводородов автоматически включается предурпедительная световая сигнализация (лампа желтого цвета) и вытяжная аварийная вентиляция на 10 мин. Автоматическое включение дополнительной световой сигнализации (лампа красного цвета), звуковой (горн) производится по истечении 10 мин работы вытяжной вентиляции при дилтельной загазованности 10% НКПРП и додстижении аварийной пороговой концентрации 30% НКПРП.

Рисунок 3.2 - Структурная схема система контроля сигнализации

При снижении загазованности вентилятор должен выключиться через 15 мин. При сохранении длительной загазованности 10% НКПРП и достижении аварийной пороговой концентрации 30% НКПРП должен выдаваться сигнал на АРМ оператора, в АСУ ТП объекта, производится отключение отопления, насосов прокачки в БИК, закрытие отсечных шаровых кранов на входе и выходе БИК. Отсчет временных интервалов работы вентилятора, передача аварийных сигналов, выдача управляющих сигналов производится программируемым логическим контроллером, установленным в ШАЗС в операторной.

Предупредительная световая сигнализация обеспечивает табло «ВЭЛ-Т» (желтый), табло «ВЭЛ-Т» (красный), установленные над каждым входом и выходом из блок-бокса БИК.

Предупредительную звуковую сигнализацию обеспечивает пост звуковой сигнализации ПСВ-Г (горн), установленный над дверью блок-бокса БИК снаружи.

Включение вентилятора в БИК производится вручную за 10 мин до входа в помещение с кнопочного поста у двери в помещение или дистанционно с АРМ оператора.

3.2.2 Система контроля пожара

В блок-боксе БИК предусмотрена система контроля пожара со световой и звуковой сигнализацией.

В системе контроля пожара используются тепловые извещатели ИПЭС, в количестве 3 штук, размещаемые под потолком блок-бокса БИК. Извещатели подключаются к вторичному прибору приемно-контрольному охранно-пожарному (ППКОП), размещаемому в ШАЗС.

Световая сигнализация пожара осуществляется с помощью сигнала светового взрывозащищенного ТСВ-1-220 (красного цвета).

Для звуковой сигнализации пожара используется сирена взрывозащищенная ВС-3-220В.

Сигналы световые взрывозащищенные ТСВ-1-220 размещаются снаружи и внутри блок-бокса, а сирена ВС-3-220В размещается снаружи блок-бокса БИК у входной двери. Кроме того, световые и звуковой сигналы пожара выводятся на панель индикации состояния оборудования ШАЗС.

3.2.3 Квитирование световой и звуковой сигнализации

Для проверки по месту работоспособности световой и звуковой сигнализации загазованности и пожара, а также снятия (квитирования) звуковых сигналов предусмотрены соответствующие кнопки.

Работоспособность двух световых табло с надписью «Газ» красного и желтого цветов, и светового табло с надписью «Пожар» красного цвета, установленных над дверью внутри помещений, определяется при открытой двери и выключенном освещении внутри помещений при проверке их работоспособности одним проверяющим [1].

3.3 Система обработки информации

Сбор, обработка и отображение информации о количественных и качественных показателях нефти, измеряемых первичными преобразователями, производится системой обработки информации.

Объектами СОИ являются:

- блок измерительных линий;

- блок измерений показателей качества нефти;

- стационарная трубопоршневая поверочная установка;

- узел регулирования расхода на линии выхода нефти с ТПУ (проектируемый);

- дренажные емкости учтенной и неучтенной нефти;

- запорно-регулирующая арматура на технологических трубопроводах.

Для обеспечения бесперебойного питания (ИБП) СОИ в течение двух часов после отключения электропитания, предусмотрен источник бесперебойного питания мощностью 3000 Вт с двумя дополнительными батареями.

СОИ обеспечивает:

- сбор и обработку информации с первичных преобразователей;

- индикацию и автоматическое обновление данных массы, объема, расхода по каждой измерительной линии и СИКН в целом, значений температуры, давления по каждой измерительной линии в БИЛ, в БИК, плотности, вязкости, влагосодержания, положение регулятора расхода и запорной арматуры по каждой линии БИЛ, регулятора расхода на выходе ТПУ и давления на выходе СИКН;

- регулирование расхода нефти через БИК;

- управление системой автоматического отбора образцов нефти БИК, подачей сигнала на снятие одной пробы через определенный интервал в соответствии с объемом перекаченной нефти и принятием сигнала о снятии пробы, контроль заполнения - по завершении заданного цикла отборов пробы;

- автоматизированное выполнение поверки и контроля метрологических характеристик рабочих и резервного преобразователей расхода по стационарной ТПУ без нарушения процесса измерений с оформлением и печатью протоколов;

- выдачу управляющих сигналов на элементы управления СИКН;

- контроль диапазона измеряемых величин и отработку аварийных алгоритмов при выходе значения сигнала за пределы рабочего диапазона (сигнализация аварийного состояния);

- вывод информации в локальную сеть принимающей (сдающей) стороны по согласованным протоколам обмена;

- защиту системной информации (параметры и константы системы и т. п.) от несанкционированного доступа с помощью многоуровневой системы паролирования.

3.3.1 Автоматизированное рабочее место оператора

Автоматизированное рабочее место оператора реализована на базе SCADA-пакета Wonderware InTouch 7.1 - интегрированной информационной системе для управления промышленным производством.

Каждое АРМ оператора СИКН (основное и резервное) обеспечивает:

- отображение и регистрацию измерительной и технологической информации;

- просмотр в реальном масштабе времени режимов работы каждой измерительной линии и измерительных преобразователей;

- отображение и корректировку пределов измеряемых величин;

- оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

- автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования;

- установка режимов работы измерительных линий;

- автоматическое поддержание заданного расхода через ИЛ, БИК;

- управление электроприводами запорной и регулирующей арматуры;

- изменение уставок по расходу, давлению и т.д., влияющих на управление технологическим оборудованием СИКН;

- прием параметров от вычислителей расхода за отчетный период (суммарного объемного расхода, массы брутто нефти, средневзвешенных значений плотности, температуры, давления, объемного и массового содержания воды);

На главном экране отображается мнемосхема СИКН, включая БИК, согласно технологической схеме, на которой осуществляется постоянное отображение измеренных параметров датчиков, представленных в единицах величин. Мнемосхема системы измерения качества и количества нефти изображена на рисунке 3.3.

На схеме БИЛ отображается:

- состояние ПР каждой измерительной линии в соответствии с цветовой политикой;

- показания текущих параметров СИ;

- состояние и положение (процент открытия) регуляторов расхода на ИЛ;

- состояние и положение (процент открытия) регулятора давления на выходе СИКН;

- индикация наличия свободного газа.

На схеме БИК отображается:

- состояние уровень и процент заполнения пробоотборника;

- показания текущих значений (влагосодержания, вязкости, плотности, расхода, давления, температуры) в БИК;

- состояние и положение (процент открытия) регуляторов расхода в БИК;

- состояние циркуляционных насосов, вентилятора;

- сигнализация уровня или величины загазованности.

Рисунок 3.3 - Мнемосхема СИКН

Предусмотрен контроль за работой поточных плотномеров и влагомеров с организацией окон, в которых отображаются аварийные уставки, разница между показаниями рабочих и резервных СИ с возможностью ввода аварийных уставок по аналогии с другими параметрами.

Интерфейс АРМ оператора представляет собой набор окон, логически объединяющих элементы управления и отображения.

Индикация измерительной информации, помимо отображения абсолютного значения параметра, для наглядности, посредством цветового фона отражается разными цветами в случае выхода контролируемых параметров за установленные допустимые пределы (верхние, нижние, аварийные, предаварийные).

InTouch постоянно регистрирует все действия оператора и нарушения технологического режима - выход показаний датчиков за установленные аварийные границы (аварийные ситуации). При возникновении аварии выполняется аварийное сигнализирование. Для этих целей в АРМ оператора реализовано окно событий и окно аварийных сообщений.

Окно событий предназначено для отображения текущих событий, и состоит из двух частей - строки событий и окна событий.

Строка событий, в которой отображается последнее сообщение, дата и время события, всегда располагается в нижней части экрана. Окно событий открывается по нажатию кнопкой мыши по строке событий, в данном окне отображается не менее 15 последних событий.

В окне событий помимо сообщения отображён тип сообщения (с помощью цветовой дифференциации):

- вход, выход пользователя под определённым уровнем доступа;

- сообщение, отображающее действие пользователя;

- вход под любым уровнем доступа в вычислители расхода;

- предупредительное сообщение;

- аварийное сообщение;

- квитированное сообщение (подтвержденное оператором).

Окно аварийных сообщений предназначено для отображения аварийных ситуаций и обладает следующими свойствами:

- появляться поверх всех окон при возникновении аварийной ситуации;

- представлять собой список аварийных сообщений, которые должен квитировать оператор СИКН;

- постоянно располагаться поверх всех окон до тех пор, пока не будут квитированы все сообщения;

- вывод окна сопровождается звуковым сигналом с частотой один раз в секунду, до момента квитирования всех аварийных сообщений [2].

3.3.2 Технические характеристики контроллеров

В шкафу измерительно-вычислительного комплекса стоит измерительный контроллер FloBoss S600. Он состоит из 3 плат:

- основная плата;

- плата прувера;

- интеллектуальная плата ввода/вывода.

Так же контроллер оснащён дисплеем, клавишами ввода данных, кнопки навигации, функциональными клавишами, светодиодом сигнала тревоги. Измерительный контроллер FloBoss S600 изображен на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Измерительный контроллер FloBoss S600

Вычислительным процессором контроллера является Intel 486, 50МГц со встроенным математическим сопроцессором. Кроме того, на каждой из плат ввода/вывода установлено по шесть процессоров, дающих дополнительную вычислительную мощь, что обеспечивает быстрые и точные расчеты.

Разработка программ для контроллеров (программирование контроллеров) осуществляется с помощью пакета Config 600. Программное ядро написано на языке ANSI C для процессора Intel.FloBoss S600 имеет два полнофункциональных порта RS-232 с сигналами квитирования и еще три настраиваемых коммуникационных порта. Каждый из этих трех портов независимо сконфигурирован для работы в режиме «точка-точка» (RS-422), либо по многоточечной схеме (RS-485) для передачи данных по двухпроводной или четырехпроводной линии. Кроме того, имеется интерфейс Ethernet 10BaseT (витая пара), использующий протокол TCP/IP для гибкости и подключения к локальной сети. Данные получаются и представляются в формате DDE.