Разработка автоматизированной системы управления газоперекачивающим агрегатом Сургутского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Описание объекта автоматизации

1.1 Общая характеристика компрессорной станции

1.2 Описание технологического процесса

1.2.1 Описание газотурбинного двигателя

1.2.2 Описание нагнетателей

2.1 Определение цели проекта

2.2 Комплекс средств нижнего уровня

2.3 Выбор контроллерного средства

2.3.1 Выбор контроллера

2.3.2 Выбор конфигурации контроллера

2.4 Выбор программного обеспечения

2.4.1 Обоснования выбора фирмы разработчика программного обеспечения для разработки системы управления АСУТП

2.4.2 TRACE MODE 6 - интегрированная среда разработки

2.4.3 TRACE MODE 6 и надежность

2.5 Программирование контроллера

2.6 Разработка алгоритмов работы объекта автоматизации

2.6.1 Алгоритм подготовки в предпусковую готовность

2.6.2 Алгоритм холодной (технологической) прокрутки

2.6.3 Алгоритм комплексной проверки кранов

2.6.4 Алгоритм автоматического пуска

2.6.5 Алгоритм нормального останова

2.6.6 Алгоритм аварийного останова

2.7 Разработка операторского интерфейса

3. Расчет надежности

3.1 Описание агрегата

3.2 Возможные неисправности и способы их устранения

3.3 Регламент ремонтов

3.3.1 Общие положения

3.3.2. Система технического обслуживания и ремонта ГПА

3.4 Периодичность обслуживания ГПА-Ц-16

3.5. Причины останова

3.6 Методика расчета показателей надежности

3.7 Расчет показателей надежности проектируемой системы

4. Комплексная оценка экономической эффективности

4.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

4.2 Расчет единовременных затрат

4.3 Затраты на разработку

4.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

4.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

Выводы по разделу

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Анализ условий труда

5.1.1 Анализ вредных и опасных факторов

5.1.2 Требования к освещености помещений

5.2 Характеристика условий труда

5.2.1 Производственные шум и вибрация

5.2.2 Электробезопасность

5.2.3 Молниезащита и борьба с проявлением статического электричества

5.3 Оценка экологичности проекта

5.3.1 Расчет выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в камере сгорания

5.4 Чрезвычайные ситуации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

ВВЕДЕНИЕ

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается, прежде всего, в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы [1].

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), также используются электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе, сегодня идет замена старых агрегатов на новые полнонапорные. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов), остальное же приходится на электрический и поршневой виды привода.

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34-36% взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологи транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газа, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС [2].

1. Описание объекта автоматизации

1.1 Общая характеристика компрессорной станции

Компрессорный цех головной компрессорной станции Сургутского месторождения оборудован семью газоперекачивающими агрегатами. Каждый агрегат располагается в индивидуальном укрытии, внутри большого укрытия - укрытия нагнетателя (УН) располагается укрытие для газотурбинного двигателя - отсек двигателя (ОД). Кроме этого каждый агрегат компонуется индивидуальным блоком подготовки топливного газа (БПТГ) и циклонным пылеуловителем (скруббером). Цех имеет две группы АВО газа “Ничимен” по 14 вентиляторов в каждой [2]. Рисунок А.1 приложения А генеральный план цеха.

В первом цеху насчитывается 7 газоперекачивающих агрегатов. В таблице 1.1 представлен список и состав газоперекачивающих агрегатов.

Таблица 1.1

Состав цеха газоперекачивающих агрегатов

№ ГПА	11	12	13	14	15	16	17
ГТД	RT-48-AV-101	ДГ-90	ДГ-90	ДГ-90	RT-48-AV-101	ДГ-90	ДГ-90
Нагнетатель	RF-2BB-30	СПЧ 4328.10	СПЧ 4328.10	СПЧ 4328.10	RF-2BB-30	СПЧ 4328.10	СПЧ 4328.10

Трубопроводный транспорт является наиболее дешевым и приемлемым видом транспорта. Добытый на промыслах газ доставляется к потребителям по разветвленной сети газопроводов, длина которых достигает порой нескольких тысяч километров. Энергии, сообщаемой газу при закачке в трубу, обычно недостаточно для дальних его транспортировок. Причиной снижения давления в трубопроводе служит шероховатость труб, перепады температур и другие факторы. Для поддержания требуемых параметров при перекачке газа на магистральных газопроводах через каждые 100 км. равнинной местности размещают компрессорные станции [1].

КС предназначена для компримирования природного газа на трубопровода диаметром 1400мм с производительностью 220 млн. м3/сут. и рабочим давлением до 7,4 МПа. Упрощенная схема компрессорной станции изображена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Примерный план компрессорной станции

1.2 Описание технологического процесса

1.2.1 Описание газотурбинного двигателя

На компрессорном цехе компрессорной станции Сургутского месторождения двигатели ДГ-90 используются в составе модернизированных газоперекачивающих агрегатов ГПА 16 МГ-90. В приложении Б представлены схемы автоматизации ГПА. Конструктивная схема газотурбинного двигателя ДГ-90 изображена на рисунке 1.2. Турбина работает с нагнетателем RF-2BB-30, имеющим либо “штатную” проточную часть, либо модернизированную (более мощную) СПЧ 4328 или СПЧ 4328.10. Основные технические характеристики представлены в таблице 1.2.

Установка трехвальная со свободной силовой турбиной. Состоит из входного устройства, компрессора низкого давления, компрессора высокого давления, камеры сгорания, турбины высокого давления, турбины низкого давления, силовой турбины (турбины нагнетателя) [3].

Входное устройство предназначено для обеспечения плавного подвода атмосферного воздуха в компрессор и состоит из наружного и внутреннего обтекателей. Кольцевой канал между ними является началом проточной части двигателя [4].

Таблица 1.2

Технические характеристики двигателя ДГ-90

Параметр	Значение
Номинальная мощность при нормальных условиях, МВт	16
Степень повышения давления воздуха в компрессоре ГТД	19,5
Расход газа на выхлопе, кг/с	70-75
Температура газа на выхлопе, К	693-713
Температура газа перед турбиной (расчетная), К	1343
Номинальная частота вращения ТН, об/мин	5300
КПД ГТД не менее, %	34
Давление топливного газа перед ГТД (за регулирующим клапаном), МПа	не более 2.3
Температура топливного газа, К	283-313
Максимальный расход топливного газа с низшей теплотворной способностью 50006 КкДж/кг при мощности на 20% превышающей номинальную кг/ч	4050
Расход масла на работу двигателя, кг/ч	0,45
Компрессор низкого давления	Осевой
Число ступеней	9
Компрессор высокого давления	Осевой
число ступеней	10
Турбина высокого давления	Осевая
число ступеней	1
Турбина низкого давления	Осевая
число ступеней	1
Турбина нагнетателя	Осевая
число ступеней	3

Компрессор низкого давления (КНД) предназначен для сжатия атмосферного воздуха и подачи его в компрессор высокого давления (КВД). КНД осевой, девятиступенчатый, каждая ступень образована одним рядом рабочих лопаток и расположенным за ним рядом неподвижных спрямляющих лопаток, закрепленных в корпусе. КНД состоит из входного направляющего аппарата (ВНА), корпуса и ротора, установленного на передней и задней опорах (передняя опора - радиально-упорный шарикоподшипник, задняя - радиальный роликоподшипник). ВНА предназначен для обеспечения устойчивой работы компрессора в широком диапазоне режимов и при запуске ГТУ. Он состоит из поворотных лопаток и механизма поворота. Механизм поворота входных направляющих лопаток предназначен для одновременного поворота всех лопаток направляющего аппарата на необходимый угол в зависимости от давления воздуха за КВД. Корпус КНД выполнен в виде полого цилиндра, имеет горизонтальный разъем. Ротор КНД барабанно-дисковой конструкции, крепление осуществлено стяжными болтами, конструктивно объединяет роторы КНД и ТНД.

Компрессор высокого давления (КВД) предназначен для сжатия воздуха, поступающего из КНД и подачи его в камеру сгорания. КВД осевой, десятиступенчатый, состоит из переходника, корпуса и ротора, установленного на передней и задней опорах (передняя опора - радиально-упорный шарикоподшипник, задняя - радиальный роликоподшипник). Переходник служит для плавного подвода воздуха из компрессора низкого давления в компрессор высокого давления, состоит из наружной и внутренней стенок, соединенных между собой рядом спрямляющих лопаток. Из переходника осуществляется отбор воздуха на подпор уплотнений двигателя. Корпус КВД состоит из внутренней и наружной стенок, имеет горизонтальный разъем. Ротор КВД барабанно-дисковой конструкции, крепление осуществлено стяжными болтами, конструктивно объединяет роторы КВД и ТВД.

Камера сгорания (КС) предназначена для получения перед турбиной требуемой температуры газа за счет тепла, выделяющегося при сжигании в ней непрерывно подаваемого топлива в потоке воздуха, поступающего из КВД. Камера сгорания противоточная, трубчато-кольцевого типа, имеет два вида исполнения. Подача топливного газа в жаровые трубы (16 шт.) осуществляется через форсунки (16 шт.). Воспламенение топлива при запуске ГТУ осуществляется от двух плазменных воспламенителей. Жаровые трубы предназначены для осуществления процесса сжигания топлива. Снаружи стенки жаровой трубы охлаждаются воздухом, движущемся в межтрубном пространстве. Внутреннее охлаждение стенок трубы - пленочное (воздух для создания пленки поступает через специальные отверстия в жаровых трубах).

Турбина высокого давления (ТВД) - осевая, одноступенчатая, предназначена для привода компрессора высокого давления, состоит из соплового аппарата и ротора. Аппарат сопловой предназначен для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине. Сопловые лопатки турбины охлаждаются воздухом, поступающим через специальные каналы из КВД.

Турбина низкого давления (ТНД) - осевая, одноступенчатая, предназначена для привода компрессора низкого давления, состоит из соплового аппарата, ротора и опорного венца. Аппарат сопловой предназначен для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине. Сопловые лопатки турбины охлаждаются воздухом, поступающим через специальные каналы из КВД. Опорный венец ТНД содержит радиальный роликоподшипник, конструктивно расположенный за рабочим колесом турбины.

Турбина нагнетателя (ТН) - осевая, трехступенчатая, предназначена для привода вала нагнетателя, состоит из сопловых аппаратов каждой ступени, ротора и опорного венца. Лопатки ТН охлаждения не имеют. Каждая ступень турбины имеет сопловой аппарат для преобразования потенциальной энергии газа в кинетическую и подачи его на рабочие лопатки в турбине. Ротор турбины опирается на три подшипника качения (передняя опора - радиальный роликоподшипник, задняя - радиально-упорный шарикоподшипник и радиальный роликоподшипник). На выходе вала ротора ТН установлена муфта для передачи крутящего момента от ГТУ к нагнетателю.

Для охлаждения корпусов, дисков, ступиц, полок рабочих лопаток турбин применяется внешнее охлаждение воздухом, отбираемым из КВД. Для этого вокруг ГТУ устанавливается специальный кожух.

На ГТУ имеются система суфлирования и система разгрузки. Система суфлирования предназначена для обеспечения нормальной работы масляной системы. Система разгрузки двигателя предназначена для обеспечения допустимой осевой нагрузки на упорные шариковые подшипники двигателя. С этой целью на выходе из КНД, КВД и ТН созданы разгрузочные полости. Поддержание давления в разгрузочной полости КНД осуществляется автоматическим стравливанием воздуха на вход пятой ступени КНД. Регулировка осевых усилий КВД осуществляется перестановкой крышки лабиринтного уплотнения. Для уменьшения осевой нагрузки на упорный подшипник ТН в разгрузочную полость ТН подается воздух из переходника, а регулировка давления осуществляется шайбой, установленной на трубе подвода воздуха.

Масляные уплотнения выполнены комплексом из маслоотделительных колец, лабиринтного и торцевого уплотнений. Масло на подшипники в опорах ГТУ подается через масляные форсунки. Система смазки ДГ90 обеспечивает нормальный режим работы подшипников КНД, КВД, ТВД, ТНД, ТН, коробок приводов выносной и нижней. Масло поступает из циркуляционной цистерны на вход шестеренчатого навесного маслоагрегата с приводом от КНД, затем поступает на АВО масла, далее через блок фильтров на подшипники, проходя перед этим еще через индивидуальные технологические фильтры (путевые фильтры) для более качественной очистки. Из узлов, где происходит наиболее интенсивное смешивание масла с воздухом (задняя опора КВД, опора ТНД и передняя опора ТН) масло поступает в маслоотделительный бак (МОБ), где отстаивается, воздух (используется система суфлирования двигателя), а затем через откачивающую секциею маслоагрегата поступает обратно в маслобак. Из остальных подшипниковых узлов масло откачивается в маслобак, минуя МОБ другими секциями маслоагрегата или стекает самотеком. На цистерне-маслобаке установлены отдушина с фильтром (дыхательный клапан), уровнемер визуальный и поплавковый, подающий сигнал о наличии масла на пульт оператора, сигнализатор давления. Кроме того, на корпусе цистерны-маслобака смонтирован подогреватель масла, обеспечивающий необходимую для работы температуру [5].

Запуск ГТУ производится от двух электростартеров, соединенных с валом КНД через центробежно-храповую муфту, которая автоматически расцепляется, когда ротор КНД достигает определенного числа оборотов (2400 об/мин). Привод электростартеров осуществляется через конические шестерни выносной коробки приводов. Привод агрегатов, навешенных на ГТУ, осуществляется через нижнюю коробку приводов [4].

1.2.2 Описание нагнетателей

Нагнетатель природного газа RF-2BB-30 используется для компримипрования природного газа. Техническая характеристика нагнетателя представлена в таблице 1.3.

Нагнетатель установлен на плите основания, на которой расположены также насосы уплотняющего масла, дренажные ловушки и щит с манометрами и выключателями. Из отдельно установленной установки для подачи смазочного масла, масло подается на силовую турбину и смазочное и уплотнительное масло на компрессор.

Генератор с приводом от вала расположен на установке смазочного масла и работает от вспомогательного привода на компрессоре. Генератор обеспечивает питание всем двигателям, необходимым для непрерывного режима работы.

Корпус нагнетателя представляет собой стальную отливку, рассчитанную на повышенные скорости и давления. Съемные торцевая крышка и входной воздухозаборник обеспечивают доступ к проточной части и ротору. В лапах корпуса предусмотрены установочные винты для выравнивания по горизонтали.

Два дренажных отверстия в днище корпуса предназначены для слива избыточного масла или жидкости из корпуса. Предохранительные выключатели на стороне нагнетания корпуса защищают компрессор от избыточных давления и температуры.

Таблица 1.3

Технические характеристики нагнетателя RF-2BB-30

Параметр	Значение
Номинальная мощность, кВт	11 900
Номинальная частота вращения, об/мин	4900
Максимальная частота вращения, об/мин	5500
Номинальная степень сжатия	1,5
Максимальное давление газа на выходе, кг/см2	88,9
Максимальное рабочее давление газа на выходе, кг/см2	76
Максимальная температура газа на нагнетании, 0С	112
Максимальная рабочая температура газа на нагнетании, 0С	90
Количество ступеней сжатия, шт.	2
Давление смазочного масла, кг/см2	1,4
Расход масла, кг/ч	0,62
Диаметр фланцев на стороне всаса и нагнетания, мм	768
Масса компрессора с баком уплотнительного масла, кг	30682
Зазоры в подшипниках и уплотнениях (диаметрально):
Коренные, мм	0,2030,254
Упорный подшипник (осевая игра), мм	0,2790,432
Плавающие уплотнительные кольца, мм	0,1270,165
Лабиринтные уплотнения со стороны крышки, мм	0,4570,520
Лабиринтное уплотнение со стороны привода, мм	0,4320,483
Лабиринтное уплотнение разгрузочного поршня, мм	0,2790,381
Лабиринтное уплотнение рабочего колеса, мм	0,6860,787

Проточная часть состоит из направляющих аппаратов первой ступени, рабочих колес, диафрагм, направляющего аппарата второй ступени и уплотнения, спиральной камеры на стороне нагнетания и разгрузочного поршня с уплотнением.

Шестнадцать неподвижных лопаток направляющего аппарата понижают турбулентность газового потока, поступающего на рабочее колесо первой ступени. Направляющий аппарат второй ступени направляет газ от колеса первой ступени на колесо второй ступени.

Все вращающиеся детали относятся к ротору. Этими деталями являются следующие: рабочие колеса первой и второй ступеней, кольцо упорного подшипника, разгрузочный поршень, зубчатая передача вспомогательного привода и вал рабочего колеса.

Упорное кольцо и рабочие колеса посажены на вал на шпонку с прессовой посадкой. Разгрузочный поршень, установленный сзади рабочего колеса второй ступени, тоже посажен на вал на шпонку. Давление газа нагнетания в компрессоре прилагается на торцевую поверхность привода разгрузочного поршня для снижения нагрузки на упорный подшипник.

Ротор прошел балансировку и вращательные испытания как комплектный узел. Если будет снято упорное кольцо или рабочие колеса, необходимо проверить балансировку прежде, чем устанавливать ротор на компрессор.

Ротор установлен в двух коренных подшипниках и двойном упорном подшипнике. Коренные подшипники самоустанавливающегося типа, каждый с 5 шарнирными вкладышами, с баббитовой заливкой. Упорный подшипник состоит из двух самоустанавливающихся подшипников с шестью вкладышами, разделенными стальным упорным кольцом. Вкладыши подшипников самоустанавливающегося типа и равномерно распределяют осевую нагрузку. Осевое давление ротора в период пуска воспринимается внутренним упорным подшипником, а рабочее осевое давление наружным упорным подшипником, расположенным снаружи кольца.

Пленочные масляные уплотнения применяются для предотвращения утечки газа в атмосферу вокруг вала ротора. Уплотнение на стороне крышки состоит из двух плавающих уплотняющих колец и двух лабиринтных уплотнений. Уплотнение на стороне муфты снабжено двумя плавающими уплотнительными кольцами и одним лабиринтным уплотнением. Уплотняющее масло высокого давления подается на уплотнения и направляется на кольца как высокого, так и низкого давления. Это масло предотвращает утечку газа вдоль вала и через уплотнения. Если газ попадает на лабиринтную часть уплотнения, он отводится в газоуловитель вместе с избыточным маслом. Правильное давление уплотнительного масла поддерживается в полостях лабиринтных уплотнений посредством давления эталонного газа из камеры разгрузочного поршня.

Вспомогательный привод расположен на стороне привода компрессора и служит для привода генератора, расположенного на установке смазочного масла, посредством муфты, диаметром 1524 мм. Вспомогательный привод работает от шестерни на валу рабочего колеса, причем число оборотов вала вспомогательного привода в три раза превышает число оборотов компрессора.

Просторный корпус нагнетателя дает возможность использования сменных проточных частей. В состав сменной проточной части СПЧ 4328 и СПЧ 4328.10 входит ротор с посаженными на него рабочими колесами, упорным кольцом и разгрузочным поршнем (думмисом); детали статора: большая и малая диафрагмы включающие выходной лопаточный диффузор первой ступени, радиальный лопаточный направляющий аппарат конфузорного типа второй ступени, выходной лопаточный диффузор второй ступени [6].

2. Разработка системы управления

2.1 Определение цели проекта

Цель проекта заключается в разработке программно-технического комплекса для управления цехом газоперекачивающих агрегатов. Что в свою очередь включает:

а) изучение объекта автоматизации (понимание технологического процесса);

б) определение объема автоматизации (определение количества обрабатываемых сигналов);

в) выбор парка датчиков и исполнительных механизмов (выбор датчиков сообразно точности управления технологическим процессом);

г) выбор аппаратной части верхнего уровня (выбор подходящего микроконтроллера, типов шасси, плат ввода вывода);

д) выбор программного обеспечения (подбор требуемого программного обеспечения для разработки системы управления и функционирования);

е) разработка на основе нормативных документов:

1) алгоритмов работы объекта автоматизации (создаются на основе технологическим норм, правил, рекомендаций по функционированию газоперекачивающего агрегата);

2) программного кода на основе алгоритмов;

ж) разработка операторского интерфейса управления объектом.

2.2 Комплекс средств нижнего уровня

Выбор комплекса средств нижнего уровня был сделан в пользу продукции фирмы «Метран» в связи с тем что:

а) компания «Метран» на протяжении нескольких лет является одной из ведущих Российских фирм производителей;

б) в ПГ "Метран" создан Центр поддержки Заказчиков для предоставления оперативных исчерпывающих консультаций по продукции "Метран" и "Emerson"

в) ПГ "Метран" ежемесячно проводится бесплатное обучение специалистов сервисных и ремонтных организаций на базе ПГ «Метран»;

г) оказываются услуги по шефмонтажу и наладке сложного оборудования;

д) проводится аттестация Заказчиков как самостоятельных сервисно-ремонтных центров с предварительным обучением специалистов.

е) выбранные датчики соответствуют требованиям точности управления технологическим процессом;

ж) в ООО «Тюментрансгаз» производится поставка оборудования фирм Honeywell и Метран, однако, продукция фирмы Метран дешевле импортных аналогов и не уступает им по качеству.

Датчики Метран-100 имеет следующие возможности:

- контроль текущего значения измеряемого давления;

- контроль и настройка параметров датчика;

- выбор системы и настройка единиц измерения;

- настройка времени усреднения выходного сигнала (демпфирование);

- перенастройка диапазонов измерения, в том числе на нестандартный (25:1, 16:1, 10:1) и настройка на "смещенный" диапазон измерения;

- выбор зависимости выходного сигнала от входной величины (линейно-возрастающая, линейно-убывающая, пропорциональная корню квадратному перепада давления);

- калибровка датчика;

Кроме перечисленных выше, датчики Метран-100 имеет следующие возможности:

- непрерывная самодиагностика;

- тестирование и управление параметрами датчика на расстояниии;

- защита настроек от несанкционированного доступа;

- непрерывная самодиагностика обеспечивает контроль работы датчика и формирует сообщение о неисправностях;

- дополнительная температурная погрешность - от ±0,09% на 10°С;

- оснащен встроенным фильтром радиопомех;

- установка «нуля» датчика осуществляется простым нажатием внешней кнопки без разгерметизации корпуса электронного преобразователя и без нарушения требований взрывозащиты. Это особенно важно для используемых мною датчиков во взрывозащищенном исполнении, т.к. нет необходимости демонтажа и выноса датчика из взрывоопасной зоны.

Принцип действия датчиков основан на использовании пьезорезистивного эффекта в гетероэпитаксиальной пленке кремния, выращенной на поверхности монокристаллической пластины из искусственного сапфира. Чувствительный элемент с монокристаллической структурой кремния на сапфире является основой всех сенсорных блоков датчиков семейства «Метран».

При деформации чувствительного элемента под воздействием входной измеряемой величины (например, давления или разности давлений) изменяется электрическое сопротивление кремневых пьезорезистеров мостовой схемы на поверхности этого чувствительного элемента.

Электронное устройство датчика преобразует изменение электрических сопротивлений в стандартный аналоговый сигнал постоянного тока и/или в цифровой сигнал в стандарте HART, или цифровой сигнал на базе интерфейса RS485.

Термопреобразователи микропроцессорные ТХАУ Метран-271 МП Ех, ТСПУ Метран-276 МП Ех предназначены для непрерывного преобразования температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока - 4-20 мА, измерения температуры жидких и газообразных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким. Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика микропроцессорный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что дает возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей. Внесены в Госреестр средств измерения под № 21968-05, Сертификат №20149. Свидетельство о взрывозащищенности электрооборудования №01.130 - для Метран-270МП-Exd. Термопреобразователи ТХАУ Метран-271МП-Ех, ТСПУ Метран-276МП-Ех могут применяться во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров, горючих жидкостей с воздухом категорий IIА, IIВ и IIС групп Т1-Т6 по ГОСТ 12.1.011 [8].

Преимущества микропроцессорного преобразователя:

- повышение надёжности измерительной системы как результат самодиагностики;

- повышенная точность измерений ±0,15%;

- встроенная cамокалибровка (при каждом изменении температуры аналого-цифровая измерительная схема автоматически самокалибруется, сравнивая динамические результаты измерения с чрезвычайно стабильными и точными внутренними эталонными элементами);

- детектирование обрыва или короткого замыкания первичного преобразователя;

- возможность перенастройки номинальной статической характеристики в случае замены чувствительного элемента на другой тип (14 типов);

- минимизация погрешности работы микропроцессорного преобразователя за счёт температурной компенсации. Дополнительная погрешность от влияния температуры окружающей среды в 5…10 раз меньше, чем у аналоговых преобразователей с унифицированным выходным сигналом (Каждый электронный преобразователь испытывается в диапазоне окружающих температур от -40 до +70°С. Испытательная система на базе компьютера изучает, как преобразователь реагирует на изменения окружающей температуры. Эти данные записываются в память преобразователя для корректировки в реальных условиях. Каждый электронный преобразователь имеет встроенный термопреобразователь сопротивления. Основываясь на значении измеренной окружающей температуры, микропроцессор вносит поправку в измерения температуры технологической среды.);

- сигнализация выхода сигнала 4-20 мА за пределы допустимого диапазона в процессе настройки и пусконаладочных работ и возможность инверсного выхода 20-4 мА;

- линеаризация микропроцессором номинальной статической характеристики первичного преобразователя температуры для повышения точности;

- возможность перенастройки диапазона преобразуемых температур и как результат сокращение затрат в 5-7 раз на содержание парка запасных датчиков температуры;

- встроенный фильтр радиопомех.

Сигнализатор СТМ-10 предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров. Область применения: в процессе добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов; ТЭК (ТЭЦ, ГРЭС и т.д.), на объектах газовых и автомобильных хозяйств, на заправках; на промышленных предприятиях (окрасочные участки, канализационные участки, котельные); на производствах лаков и красок; на складах ГСМ (в портах, на ж/д, нефтебазах и т.д.); на танкерах и других судах речных и морских пароходств.

Принцип работы - термохимический. Режим работы - непрерывный. Технические характеристики представлены в таблице 2.2.



Таблица 2.2

Технические характеристики СТМ-10

Характеристики	Значения	Примечание
Диапазон измерения, % НКПР	0 - 50	по метану
Диапазон сигнальных концентраций, % НКПР	5 - 50
Стандартная установка порогов, % НКПР	1-й / 2-й 7 / 12	пороги регулируемые
Основная абсолютная погрешность,% НКПР не более: - для измерения - для срабатывания сигнализации	по метану	± 5 ± 1
Время срабатывания сигнализации, с, не более	10
Время прогрева, мин, не более	5
Срабатывание “сухих” контактов реле при срабатывании сигнализации: - предварительной - аварийной - неисправности	1 группа 2 группы 2 группы	на каждом канале на каждом канале на блоке питания
Выходной унифицированный сигнал	0 - 1В	4-20 мА по заказу
Температура окружающей среды, ° С: - для блока питания и сигнализации - для датчика - ля блока датчика	0 - +50 -45 - +50 -60 - +50 0 - +50
Линия связи; - сечении жилы, мм2, не менее - сопротивление жилы, Ом, не более	1,5 10	для связи датчиков с блоком питания
Число проводников линии связи	4
Питание, В: - переменное - резервное постоянное	220 24	для модификаций
Срок службы, лет, не менее	10

Сигнализаторы имеют световую сигнализацию на лицевой панели по каждому каналу при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика [8].



2.3 Выбор контроллерного средства

2.3.1 Выбор контроллера

Рассмотрим несколько вариантов контроллеров подходящих по характеристикам для применения в разрабатываемой системе автоматизации.

Контроллер Simatic S7-300

Фирма Siemens - один из крупнейших производителей программируемых логических контроллеров. Торговая марка Simatic широко известна во всем мире. Под этим именем представлены полностью интегрированные системы автоматизации.

В основу построения таких систем положены следующие принципы: данные в систему вводятся один раз, после чего становятся доступными на всех уровнях управления; все компоненты и системы конфигурируются, программируются, запускаются, тестируются и обслуживаются с использованием простых стандартных блоков, встроенных в систему разработки; все операции выполняются с использованием единого интерфейса и единых инструментальных средств; различные сетевые решения конфигурируются просто и единообразно. Соединения могут быть легко модифицированы в любое время в любом месте.

S7-400 - мощный контроллер для решения задач автоматизации средней и высокой сложности. Несколько типов центральных процессоров различной производительности, широкий спектр модулей связи и модулей ввода/вывода упрощают разработку систем автоматизации.

S7-400H - отказоустойчивый контроллер (резервирование модулей SM, FM, CP). При построении отказоустойчивой системы используется принцип горячего резервирования - автоматическое отключение отказавшего модуля и включение исправного.

Основные компоненты Simatic S-400: модули блоков питания - 120/230В переменного тока, 24В постоянного тока; модули центральных процессоров (в стойке центрального контроллера можно разместить несколько модулей CPU); модули ввода/вывода (сигнальные модули); коммуникационные процессоры для организации различных вариантов связи; интерфейсные модули для соединения CPU со стойками расширения; функциональные модули для специализированных задач управления.

В Simatic S7 реализована технология построения распределенных систем ввода/вывода. Для распределенных конфигураций используются станции распределенного ввода/вывода ET-200. [17].

Контроллеры серии 90-30 GE Fanuc

ПЛК серии 90-30 фирмы GE Fanuc - это семейство контроллеров, специальных модулей и устройств ввода/вывода, адаптированных для различных применений: от простой замены реле до систем автоматизации среднего уровня мощности.

Модели процессоров 340/341 - это ПЛК с увеличенным объемом памяти и повышенным быстродействием. Процессоры этих моделей имеют функцию прерывания через определенное время (і1мс), что позволяет решать задачи высокоскоростного распределенного управления процессами. Процессоры модели 351 - один из самых быстродействующих центральных процессоров. Имеет 4 встроенных процессора для одновременного решения нескольких задач с целью повышения пропускной способности. Модель 352 обладает возможностью выполнения операций с плавающей запятой со скоростью от 2 до 4 мкс.

Объем логической памяти до 80 Кбайт. Скорость выполнения двоичных операций 0,1; 0,2 мс. Возможна обработка прерываний и операций с плавающей запятой. Система на базе контроллеров GE Fanuc поддерживает горячее резервирование.

Контроллеры серии 90-30 наряду с локальным вводом/выводом поддерживают расширение ввода/вывода, удаленный и распределенный ввод/вывод.

Для моделей 341-352 имеется три типа базовых плат: базовые платы с ячейкой для СPU и дополнительными ячейками для вводов/выводов; расширительные базовые платы, используемые для их установки на расстояниях Ј 15 м от центрального процессора; удаленные базовые платы для установки систем на расстоянии до 214 м.

Контроллеры моделей 331/340/341 допускают 5 расширительных плат, а контроллеры моделей 351/352 - 8 расширительных плат. Фирма предлагает кабели стандартных длин для их подключения к базовой плате с CPU.

Модули ввода обеспечивают интерфейс между ПЛК и внешними источниками входных сигналов, а модули вывода - между ПЛК и внешними выходными устройствами. GE Fanuc предлагает целый ряд модулей, поддерживающих различные диапазоны и виды напряжений, имеющих различную токовую нагрузку, изоляцию. Модули ввода/вывода имеют различную плотность - 8, 16, 32 точки. Все модули ввода/вывода оснащены светодиодными индикаторами, выделяющими каждую точку на модуле и со стороны ввода, и со стороны вывода.

Для аналоговых модулей в процессоре выделяется свой объем памяти. При каждом сканировании производится автоматическое обновление данных. Все модули имеют программное конфигурирование.

Контроллер SLC 500 фирмы Allen Bradley

Это семейство малых программируемых контроллеров, построенное на двух аппаратных модификациях: фиксированный контроллер с опцией расширения при помощи 2-x слотного шасси, или модульный контроллер до 960 точек Вв/Выв. Средства программирования и большинство модулей Вв/Выв совместимы для обеих модификаций.

Программируемые контроллеры SLC 500 имеют встроенный порт сети DH-485, обеспечивая тем самым программную поддержку и мониторинг. Процессор SLC 5/05 (каталожный номер 1747-L553) обеспечивает до 960 точек Вв/Выв, программирование в режиме ONLINE, и переключатель для выбора одного из 3-х режимов функционирования (RUN, PROGRAMM и REMOTE).

В состав процессора SLC 5/05 включен канал RS-232, который обеспечивает асинхронный последовательный коммуникационный интерфейс данных с терминальными устройствами.

Семейство SLC 500 предлагает широкий выбор модулей дискретного Вв/Выв, которые позволяют строить системы управления с минимальными затратами. Наличие 32-канальных модулей Вв/Выв снижает, кроме того, требования к монтажному пространству. Все дискретные и специализированные модули сертифицированы в соответствии со стандартами индустриальных приложений UL и CSA, а большинство из них одобрено для использования в условиях окружающей среды Класс 1, Дивизион 2.

Модульные контроллеры SLC 500 предлагают дополнительную гибкость конфигурирования системы, более мощные процессоры и большую емкость ввода/вывода.

Для создания системы автоматизации был выбран контроллер SLC 5/05 семейства SLC 500 фирмы Allen Bradley. Данные контроллеры по своим техническим характеристикам не уступают, а в некоторых аспектах и превосходят другие промышленные контроллеры. Применение контроллера SLC 5/05 позволяет уменьшить расходы на аппаратное обеспечение проектируемой системы.

2.3.2 Выбор конфигурации контроллера

Конфигурацию контроллера выбрана в зависимости от количества аналоговых и дискретных сигналов.

Распределение сигналов в системе представлено в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Распределение сигналов в системе автоматизации

	Количество	С учетом резерва
Дискретные входы	51	57
Дискретные выходы	59	65
Аналоговые входы	68	75

В соответствии с таблицей 2.3 выбрана следующая конфигурация контроллера:

- центральный процессор SLC 5/05 - 1шт.;

- модуль аналогового входа 1746-NI8 - 7 шт.;

- модуль аналогового входа 1746-NI4 - 1 шт.;

- модуль дискретного входа 1746-IB32 - 2шт.;

- модуль дискретного входа 1746-IB8 - 1шт.;

- модуль дискретного выхода 1746-OB32 - 2 шт.;

- модуль дискретного выхода 1746-OB16 - 1 шт.

Всего получилось 17 модулей. Для подключения такого количества модулей необходимо 2 шасси: 1746-A10 и 1746-А7.

Для выбора блоков питания шасси необходимо посчитать потребляемую мощность. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Расчет потребляемой мощности

№ мод.	Модуль	Потребляемая ток, А
		Источник питания 5В	Источник питания 24 В
Шасси № 1
1	SLC 5/05	1	0,2
2	1746-NI8	0,2	0,1
3	1746-NI8	0,2	0,1
4	1746-NI8	0,2	0,1
	1746-NI8	0,2	0,1
	1746-NI8	0,2	0,1
	1746-NI8	0,2	0,1
	1746-NI8	0,2	0,1
	1746-NI4	0,035	0,085
	1746- IB8	0,05	0
Итого	2.485	0.985
Шасси № 2
	1746-IВ32	0,106	0
	1746-IВ32	0,106	0
	1746-OВ32	0,106	0
	1746-OВ32	0,106	0
	1746-OB16	0,28	0
	Резерв	0	0
	Резерв	0	0
Итого	0,704	0

Для шасси №1 выбран блок питания 1746-Р2. Для шасси № 2 выбран блок питания 1746-Р1.

2.4 Выбор программного обеспечения

2.4.1 Обоснования выбора фирмы разработчика программного обеспечения для разработки системы управления АСУТП

В качестве среды разработки MMI, была выбран последний продукт выпущенный фирмой AdAstra Research Group, Ltd, являющейся крупнейшим российским производителем программ реального времени для управления промышленным производством TRACE MODE 6.

Компания AdAstra Research Group была основана в феврале 1992 года и первоначально специализировалась на производстве средств человеко-машинного интерфейса (SCADA/HMI). Основной продукт компании - SCADA/HMI-система TRACE MODE® быстро завоевала популярность и вошла в число лидеров отрасли. Успеху программы способствовала ее высокая функциональность, а также ряд оригинальных инновационных технологий (объемная графика мнемосхем, графический плейбек архива, и др.), примененных в TRACE MODE в первый раз. В 1995 году, впервые в мире, АдАстрА разработала технологию интегрированной разработки АСУТП единым инструментом, объединяющую как программирование операторского интерфейса (SCADA/HMI), так и промышленных контроллеров (SOFTLOGIC). Эта технология выгодно отличалась от принятой в то время практики программирования задач операторского интерфейса и контроллеров (PLC) различными программами. Она позволила пользователям TRACE MODE® исключить ненужное дублирование инструментов, баз данных контроллеров и операторских станций и тем самым снизить число ошибок проектирования, увеличить производительность труда, масштабируемость и производительность АСУТП. Успех новой технологии уже к 1996 году сделал TRACE MODE® самой покупаемой SCADA/HMI-системой в России и в странах СНГ [11].

2.4.2 TRACE MODE 6 - интегрированная среда разработки

TRACE MODE 6 состоит из интегрированной среды разработки, в которой осуществляется создание проектов АСУ и из набора исполнительных модулей, обеспечивающих функционирование АСУ в реальном времени. Интегрированная среда включает полный набор средств разработки систем автоматизации технологических процессов (АСУТП), а именно средства создания:

- операторского интерфейса (SCADA/HMI);

- распределенных операторских комплексов;

- промышленной базы данных реального времени;

- программ для промышленных контроллеров (SOFTLOGIC).

TRACE MODE 6 удобна и проста в использовании. Тем не менее, архитектура системы позволяет создавать крупные АСУ корпоративного уровня. Обобщенная структура АСУТП (SOFTLOGIC, SCADA/HMI), которую можно разработать на базе TRACE MODE 6 показана на рисунке 2.1.

В состав TRACE MODE 6 входит большое количество библиотек ресурсов (только профессиональная линия), готовых к использованию в прикладных проектах, среди них:

- бесплатные драйверы к более чем 1600 контроллерам и платам ввода/вывода;

- свыше 1000 графических изображений;

- свыше 600 анимационных объектов;

- более 150 алгоритмов обработки данных и управления;

- комплексные технологические объекты.

Рисунок 2.1 - Обобщенная структура АСУТП

Ресурсные библиотеки TRACE MODE 6 повышают производительность труда разработчиков. Впервые в TRACE MODE библиотеки объединяются в комплексные объекты, включающие в себя:

- графические изображения;

- управляющие программы;

- отчетные документы;

- SQL-запросы к базам данных;

- драйверы УСО.

Если взять объект "насос" из библиотеки TRACE MODE 6 и перетащите на иконку ПК, где должна располагаться мнемосхема, то TRACE MODE 6 сама создаст экран и запишет алгоритмы управления. Теперь, перетащите иконку выбранного контроллера на иконку ПК, и к проекту автоматически подключится нужный драйвер. Нажмите кнопку "Старт" и информация реального времени отобразится на мнемосхеме.

Какой бы крупной ни была распределенная АСУ, в TRACE MODE 6 она разрабатывается в виде единого проекта. База данных реального времени распределяется на все узлы (ПК или контроллеры) проекта. Каждый узел в распределенной АСУ, работающей под управлением TRACE MODE 6, может использовать параметры других узлов и результаты вычислений, произведенных на других узлах. Таким образом, TRACE MODE 6 обеспечивает единое информационное пространство переменных распределенной АСУ.

Единый проект распределенной АСУ позволяет достичь следующих преимуществ по отношению к старой технологии, использующий различные средства программирования PLC-OPC-SCADA/HMI:

- устраняется дублирование переменных, характерное для технологии PLC-OPC-SCADA/HMI. Переменные в проекте TRACE MODE 6 вводятся 1 раз и используются везде - в любом контроллере, на любом операторском ПК, на серверах MES, EAM, HRM;

- АСУ на базе TRACE MODE 6 легко масштабируются. Логическая структура проекта отделена от физической, поэтому один и тот же проект можно разместить на 1-ом, на 10-и или на 100 ПК одним движением "мыши";

- появляется возможность осуществлять глобальные ссылки на переменные, алгоритмы, шаблоны и т.д. проекта, физически расположенные на других ПК.

- можно осуществлять контроль целостности проекта. Благодаря контролю целостности ошибки выявляются при каждом компилировании проекта. Кроме того, TRACE MODE 6 проинформирует разработчика о попытке удаления компонента проекта, на который есть ссылки;

- можно осуществлять отладку всех узлов распределенного проекта на 1 ПК;

- глобальная диагностика в реальном времени - возможность посмотреть значение любого атрибута канала, на любом узле, работающей АСУ.

Благодаря технологии единого проекта в TRACE MODE 6 легко разрабатывать, поддерживать и развивать даже крупные распределенные АСУТП [12].

2.4.3 TRACE MODE 6 и надежность

TRACE MODE 6 обладает всеми необходимыми средствами для создания высоконадежных отказоустойчивых АСУТП и АСУП.

Надежность является одним из важнейших требований к системам автоматизации. Важную роль в обеспечении надежности АСУТП и АСУП играют технические средства, предотвращающие нештатные ситуации и минимизирующие потери от сбоев в работе АСУТП. Эти функции можно разбить на несколько групп:

- защита от случайных ошибок на этапе разработки АСУТП;

- своевременная диагностика сбоев;

- горячее резервирование компонентов АСУТП;

- автоматическое восстановление после сбоев;

- защита от несанкционированного доступа и неквалифицированных действий пользователя - так называемого человеческого фактора.

Надежность и отказоустойчивость системы автоматизации (АСУТП) зависит от ее аппаратных, программных компонентов, дисциплины персонала, политики безопасности и т.д. Пути повышения надежности АСУ аппаратными средствами более очевидны и, как правило, приводят к удорожанию системы. В то же время программное обеспечение влияет на надежность АСУТП не меньше, чем датчики, контроллеры или серверы. При этом зачастую высокая стоимость SCADA системы не гарантирует наличие в ней необходимых функций отказоустойчивости и резервирования. SCADA-система TRACE MODE 6 спроектирована с учетом всех требований надежности и поддерживает различные виды аппаратного и программного резервирования на всех уровнях - от отдельного датчика до сервера архива масштаба предприятия.

Защита от ошибок проектирования выполнена в виде инструментальной системы TRACE MODE 6, оснащена уникальной технологией автопостроения, ускоряющей разработку проекта за счет автоматизации наиболее рутинных операций по установлению и конфигурированию связей между отдельными компонентами проекта АСУТП. Автопостроение - это набор дополнительных возможностей инструментальной системы TRACE MODE для автоматизации типовых методов разработки проекта. Автопостроение не просто облегчает труд разработчика АСУТП, но и повышает ее надежность, предотвращает внесение случайных ошибок, связанных с невнимательностью и утомлением, которое неизбежно наступает при многократном выполнении однообразных действий.

SOFTLOGIC система программирования контроллеров Микро TRACE MODE позволяет диагностировать достоверность (качество) сигналов, поступающих с датчиков. Признак достоверности может формироваться программно на основе пользовательских алгоритмов, либо аппаратно - в случае использования распределенных УСО или интеллектуальных датчиков. В случае обрыва связи с датчиками, обладающими цифровыми интерфейсами, для всех поступающих с них сигналов будет зафиксирована аппаратная недостоверность. Разработчик сам волен определять критерии программной достоверности, которые могут быть оформлены в виде программы на одном из 5 языков программирования стандарта IEC 61131-3. Признаки аппаратной и программной достоверности передаются в каналах TRACE MODE вместе с измеренным значением как один из атрибутов канала и могут быть использованы в алгоритмах.

Одним из возможных применений признака достоверности сигнала является резервирование датчиков. Отдельные сигналы, как и их группы (платы УСО, например) могут резервироваться в TRACE MODE без каких-либо ограничений, возможны как дублированные, так и троированные системы.

Если вместо Микро TRACE MODE используется другая система программирования контроллеров (PLC), то аппаратный признак достоверности сигнала формируется на уровне SCADA-системы TRACE MODE 6 как индикатор наличия связи с PLC. Если сам PLC поддерживает контроль качества сигналов, то этот флаг качества может быть введен в систему отдельным каналом TRACE MODE, на основе которого может быть сформирована программная недостоверность основного канала. Это позволяет реализовывать однотипные алгоритмы резервирования отдельных сигналов и их групп как на уровне программирования SOFTLOGIC контроллеров, так и на уровне отказоустойчивого сервера SCADA системы TRACE MODE 6.

Следующий тип резервирования, который может быть реализован средствами SCADA системы TRACE MODE 6 это горячее резервирование контроллеров. Этот тип резервирования применяется, как правило, только на опасных производствах и наиболее ответственных участках больших предприятий, так как приводит к удорожанию АСУТП.

В TRACE MODE 6 встроена поддержка аппаратного Watch Dog таймера, которым оснащается большинство современных SOFTLOGIC контроллеров и некоторые промышленные ПК.

Одним из важнейших факторов повышения надежности системы автоматизации, причем как АСУТП, является снижение человеческого фактора. Эту задачу можно разделить на две составляющие:

- защита от неумышленного вреда технологическому процессу или самой системе автоматизации, наносимого персоналом вследствие его низкой квалификации, невнимательности и т.д.;

- защита от преднамеренных действий злоумышленников, связанных с нанесением вреда системе или кражей конфиденциальной информации.

Разумеется, полностью справиться ни с первой, ни тем более со второй проблемой средствами одной только информационной системы невозможно, для этого нужен комплекс мер по физическому ограничению доступа, системному администрированию и специальные охранные системы. Тем не менее, интегрированная SOFTLOGIC-SCADA/HMI-MES-EAM-HRM система TRACE MODE располагает мощной системой контроля доступа, способной максимально снизить влияние человеческого фактора [12].