Автоматизация резервуарного парка промежуточной перекачивающей станции "Андреевка"

Объектом автоматизации является резервуарный парк, предназначенный для приёма и хранения нефтепродуктов, транспортируемых по магистральному нефтепродуктопроводу (МНПП) "Пермь-Андреевка" из головной перекачивающей станции (ГПС) "Пермь" на ППС "Андреевка", как показано на рисунке 1.1.

Резервуарный парк расположен на территории ППС "Андреевка" (республика Башкортостан).

Рисунок 1.1- МНПП "Пермь - Андреевка" и ППС "Андреевка

Резервуарный парк включает в себя:

- 10 стальных вертикальных резервуаров (5000 м3 - 8 шт., 400 м3 - 2 шт.);

- 37 коренных задвижек внутри обвалования и 4 узла запорно-регулирующей арматуры (всего 11 задвижек) за пределами обвалования;

- технологические трубопроводы.

Периметр резервуарного парка обустроен бетонным обвалованием (длина периметра 183 м, ширина периметра 78 м). Высота обвалования колеблется от 140 см до 180 см. Внутри периметрального обвалования сооружено ещё два бетонных обвалования (длиной по 78 м каждый, высота от 80 см до 90 см), которые делят резервуарный парк на 3 группы:

1 группа резервуаров - для хранения бензина;

2 группа резервуаров - для хранения дизельного топлива и смесей нефтепродуктов;

3 группа - аварийный резервуар.

В резервуарном парке хранятся: дизельное топливо ДТЛ 0,2-62 ВС, бензин Нормаль-80 и их смесь, образовавшаяся в результате последовательной транспортировки различных типов нефтепродуктов. Основные характеристики резервуарные емкостей резервуаров и виды продуктов в них приведены в таблице.

Оборудование резервуарного парка (РП) эксплуатируется на открытой площадке, подверженной атмосферным осадкам в температурном диапазоне -45 - +37 град ⁰С.

1.4 Требования к измерению параметров на станции

Система измерения количества нефтепродуктов обеспечивает выполнение следующих функций измерения в автоматическом режиме:

- объема при температуре и давлении на узле учета с погрешностью не более ± 0,15%;

массы нефтепродуктов с погрешностью не более ± 0,15%;

плотности нефтепродуктов с погрешностью не более ± 0,15%;

контроль перепада давления на фильтрах;

давления в измерительных линиях;

- индикацию и автоматическое обновление данных измерений массы, объема, расхода, плотности по каждой измерительной линии и в целом, значений температуры, давления по каждой измерительной линии с вызовом показаний на дисплей по требованию.

Перекачиваемые продукты:

бензин плотностью 0,72...0,76 т/м³, вязкостью 0,8... 1 сСт;

дизельное топливо плотностью 0,84... 0,87 т/м³, вязкостью 6...9,5 сСт.

Параметры перекачки:

-в оперативном узле учета на входе станции объем перекачки 250...450 м³/ч, рабочее давление 1,6 МПа, температура перекачки -5...+30 °С;

в коммерческом узле учета на выходе станции, трубопровод перекачки на нефтебазу Камбарка объем перекачки 250 м³/ч, рабочее давление 6,4 МПа, температура перекачки -5°С .. .+30 °С;

в коммерческом узле учета на выходе станции, трубопровод перекачки на ЛПДС "Андреевка" объем перекачки 180...320 м³/ч, рабочее давление 6,4 МПа, температура перекачки -5 °С...+30 °С.

1.5 Описание технологической схемы резервуарного парка

Нефтепродукт (бензин или дизельное топливо) поступает на ППС "Андреевка" от ГПС "Пермь" по магистральному нефтепродуктопроводу (технологическая схема приведена на рисунке 1.2) через камеру приема поточных средств, предназначенную для приема зачистных и диагностических средств, или разделителей при смене перекачиваемых продуктов. После камеры приема поточных средств нефтепродукт проходит через фильтр (рабочий или резервный), узел учета количества и контроля качества нефтепродуктов и поступает в резервуар, соответствующий виду нефтепродукта.

Бензин хранится в резервуарах РВС №№ 2,3,6,7, дизельное топливо - в резервуарах №№ 1,4,5, при смене перекачиваемого продукта смесь на границе поточных средств поступает в резервуар № 9 для бензина или № 10 для дизельного топлива.

Резервуары для хранения бензина №№ 2,3,6,7 представляют собой вертикальные цилиндрические емкости вместимостью 5000 м³, оборудованные понтонами, вентиляционными патрубками с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, тремя люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи бензина с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе. Резервуары показаны на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Резервуары ППС "Андреевка"

Резервуары для хранения дизельного топлива №№ 1,4,5 представляют собой вертикальные цилиндрические ёмкости вместимостью 5000 м³, оборудованные дыхательными клапанами с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, 2 люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи дизельного топлива с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе.

Резервуары для приёма смеси нефтепродуктов №№ 9,10 представляют собой вертикальные цилиндрические ёмкости вместимостью 400 м³, оборудованные монтажными и световыми люками, люком-лазом, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи нефтепродукта с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, пеногенераторами и датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, температуры и давления в жидкой фазе. Резервуар № 9 оборудован понтоном, вентиляционным патрубком с огнепреградителем, резервуар №10 - без понтона, с дыхательным клапаном.

В последующем нефтепродукты из смесевых резервуаров перекачиваются небольшими, предварительно рассчитанными по количеству, партиями в резервуары с товарным продуктом, в соответствии с имеющимся запасом качества.

Дизельное топливо из резервуаров РВС №№ 1,4,5 поступает в магистральную насосную станцию на всас насосов Н1,Н2. С нагнетания насосов Н1,Н2 дизельное топливо подаётся на ЛПДС "Андреевка". Насосы Н1,Н2 - центробежные, нефтяные типа НКВ 360/80а с объёмной производительностью 360 м³ и напором 80 м.

Бензин из РВС №№ 2,3,6,7 поступает в магистральную насосную станцию

на всас подпорных насосов Н3, Н4 и далее подаётся на всас магистральных насосов МН 5, МН 6. После магистральных насосов бензин проходит узел учета количества и контроля качества перекачиваемого продукта и поступает через ЛПДС "Андреевка" в магистральный нефтепродуктопровод "Уфа-Камбарка".

Насосы Н3,Н4 - центробежные, нефтяные типа ТКА 210/80а с объёмной производительностью 210 м³ и напором 80 м.

Насосы МН5, МН6 - центробежные, секционные, нефтяные магистрального типа НМ 250-475У2 с объёмной производительностью 250 м³ и напором 475 м.

Для предотвращения повышения давления нефтепродуктов в системе на трубопроводах установлены предохранительные клапаны СППК-4-150-40, сброс от которых производится в соответствующие подземные емкости Е-18/1,2 вместимостью 63 м³ каждая. Освобождение от нефтепродуктов камеры приема поточных средств, фильтров и узла учета нефтепродуктов осуществляется в подземные емкости Е-19/1,2 вместимостью 12,5 м ³ каждая.

Для аварийного освобождения резервуаров предназначен РВС № 8 вместимостью 5000 м³, оборудованной аналогично резервуарам для хранения дизтоплива.

Для отпуска потребителям светлых нефтепродуктов служит автоналивной пункт. На территории автоналивного пункта расположены 2 резервуара №№ 30,31 для бензина и 2 резервуара №№ 32,33 для дизтоплива, в которые нефтепродукты закачиваются из резервуарного парка от РВС №№ 17 насосами Н7, Н8.

Резервуары №№ 30,31 представляют собой вертикальные цилиндрические емкости вместимостью 400 м³, оборудованные понтонами, вентиляционными патрубками с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, тремя люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи бензина с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе.

Резервуары №№ 32,33 представляют собой вертикальные цилиндрические ёмкости вместимостью 400 м³, оборудованные дыхательными клапанами с огнепреградителями, монтажными и световыми люками, 2 люками-лазами, замерным люком, трубопроводами приёма-выдачи дизельного топлива с установленными на них хлопушами, зачистным трубопроводом, краном сифонным, датчиками сигнализации пожара, приборами контроля уровня, сигнализаторами аварийного уровня, температуры и давления в жидкой фазе.

Из РВС №№ 30,31 бензин через фильтр Ф-3 поступает на насосы Н-9,10 островка налива бензина в автоцистерны, а из РВС №№ 32,33 через фильтр Ф-4 на насосы Н-11,12 островка налива дизельного топлива в автоцистерны.

1.6 Взаимодействие резервуарного парка с основными объектами

Все трубопроводы подачи нефтепродуктов в резервуары и вывода нефтепродуктов из них имеют у резервуаров и за обвалованием запорную арматуру с электроприводом. Резервуары станции оснащены приборами контроля технологических параметров и системой блокировок, срабатывающих при отклонении параметров от заданных норм. Резервуары для бензина оборудованы понтонами, уменьшающими объём газовой фазы, и вентпатрубками с огнепреградителями, резервуары для дизтоплива - дыхательными клапанами. РВС - 5000 м³ - 8 шт. и магистральная насосная оборудованы автоматической системой пожаротушения.

Особенностью работы резервуарного парка на станциях магистральных трубопроводов является повышенная скорость пополнения и опорожнения резервуаров. В отличие от других предприятий, где процессы хранения и транспортировки вспомогательные, на магистральных трубопроводах эти процессы основные, определяют состав оборудования и характер работы.

В состав резервуарного парка входят:

резервуары;

подпорные насосные;

перекачивающие насосные;

технологические с узлами переключения;

замерный узел;

узел регулирования давления;

вспомогательные сооружения.

В полном объеме этот состав характерен для насосных станций магистральных трубопроводов. В остальных случаях состав может варьироваться.

Резервуарные парки на насосных станциях могут работать в следующих режимах:

через емкость;

с подключенной емкостью.

без емкости или из насоса в насос.

В первом режиме, показанном на рисунке 1.3, поступающая на станцию нефть подается в один или несколько резервуаров и забирается в тоже время подпорной насосной из другого резервуара или группы резервуаров.

При режиме с подключением емкости (режим 2) основной исток нефти подается непосредственно на вход подпорной насосной, а в резервуары поступает или из них забирается то количество нефти, которое определяется разностью между приемом и откачкой нефти.

Рисунок 1.3 - Через емкость

Рисунок 1.4 - С подключенной емкостью

При режиме без емкости весь поток поступает на вход магистральной насосной. Раньше резервуарные парки работали, как правило, по схеме через емкость, что позволяло вести товарный учет нефти по резервуарам. Более совершенная схема с подключенной емкостью, которая стала применяться с появлением возможности изменения количества нефти на потоке узлами учета. Одновременно стала применяться третья схема, при этом резервуары выполняют в основном функции аварийных емкостей при внештатных ситуациях. Такие схемы характерны для промежуточных насосных станций.

Пожарная насосная станция предназначена для тушения загорания нефтепродуктов в резервуарах РВС №№ 18, автоналивного пункта и магистральной насосной станции и охлаждения водой резервуаров РВС №№ 110, соседних с горящим резервуаром. Основной режим работы пожарной насосной станции - автоматический.

Для тушения загорания пожарная насосная станция оснащена 3 резервуарами для воды вместимостью V=1000 м³ каждый, 2 баками для хранения концентрированного пенообразователя вместимостью V=5 м³ каждый, насосами типа ЦНС-180-85 (Q = 180 м³/час, Н = 85 м) для подачи раствора пенообразователя) в кольцевую сеть растворопровода и насосами типа 1Д500-63а (Q = 500 м³/час, Н = 63 м) для подачи воды в кольцевую сеть противопожарного водопровода. Запас воды рассчитан на приготовление раствора для тушения одного резервуара в течение 30 мин. (3-х кратный запас) и одновременного охлаждения горящего резервуара и 2-х соседних в течение 45 мин.

2. Патентная проработка

Целью дипломного проекта является исследование резервуарного парка ППС "Андреевка" и рассматривается внедрение программируемых логических контроллеров вместо релейной системы автоматики. Нижний уровень автоматизации детально не рассматривается, что связано с особенностями разработки проекта.

Согласно действующим законодательным и нормативным актам программное обеспечение рассматривается исключительно, как объект авторского права. Патентование конкретной реализации конкретного алгоритма невозможно, так как программы для вычислительных машин и алгоритмы как таковые не являются изобретениями.

Таким образом, патентная проработка является нецелесообразной в связи с отсутствием объекта патентной защиты.

3. Автоматизация и телемеханика

3.1 Основные функции автоматизации

Система автоматизации ППС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием ППС, должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы ППС и его изменение по командам оператора ППС или диспетчера районного диспетчерского пункта (РДП) [1].

Система автоматизации ППС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций [2]:

? защита оборудования ППС (общестанционными и агрегатными защитами);

? управление оборудованием ППС;

? регулирование давления в магистральном нефтепродуктопроводе;

? контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования;

? отображение и регистрация информации;

? связь с другими системами.

Система автоматики ППС работает в качестве низового звена в составе автоматизированной системы управления магистральным нефтепродуктопроводом (АСУ МНПП).

Управление технологическим процессом перекачки нефтепродуктов, централизованный контроль и сигнализация состояния технологического процесса в полном объёме обеспечивается из центрального диспетчерского пункта ГПС "Пермь" по каналам телемеханики.

Диспетчерский пункт операторной магистральной насосной станции ППС "Андреевка" также в полном объёме контролирует состояние технологического процесса, работу системы блокировок и противоаварийной автоматической защиты станции, осуществляет выбор режима управления станцией (телемеханический, нетелемеханический), выбор режима управления отдельными единицами оборудования.

3.2 Описание технологических процессов на объектах с точки зрения их автоматизации

Общестанционный контроль, управление и автоматические защиты.

Централизованный контроль, управление и сигнализация обеспечиваются с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора в помещении операторной ГПС "Пермь".

Система автоматики обеспечивает следующие режимы управления станцией:

телемеханический;

нетелемеханический.

Выбор режима осуществляется с АРМа оператора ППС "Андреевка". Каждый выбранный режим исключает другой. Переключение из режима в режим осуществляется без остановки работающих агрегатов и станции в целом.

В режиме "Телемеханический" обеспечивается пуск и остановка вспомогательных систем, магистральных насосных агрегатов по программе пуска и остановки из диспетчерского пункта нефтепродуктопровода по системе телемеханики.

Диспетчерский пункт нефтепродуктопровода, размещенный в операторной ГПС "Пермь", выполняет полный комплекс контроля и управления технологическим процессом ППС "Андреевка". При этом предусмотрена передача в систему телемеханики полного объёма информации о состоянии технологического оборудования, все аналоговые и дискретные параметры независимо от режима управления.

Отключение станции и отдельных агрегатов, включая вспомогательные, по системе телемеханики сопровождается дополнительно к сообщению о состоянии сообщением "Отключено диспетчером трубопровода" на экране АРМ оператора и фиксируется в журнале событий. Вид программы показан на рисунке 3.1

Рисунок 3.1 - АРМ оператора

В режиме "Нетелемеханический" обеспечивается управление технологическими задвижками, магистральными насосными агрегатами, агрегатами маслосистемы и вентиляции по отдельным командам меню или общими командами "программный пуск", "программный останов" агрегатов и вспомогательных систем. Выбор соответствующих команд на экране АРМ оператора осуществляется с клавиатуры ПЭВМ или с помощью манипулятора "мышь". В этом же режиме обеспечивается управление задвижками и вспомогательными агрегатами от местных кнопок при выборе режима "Кнопочный" соответствующего агрегата.

3.3 Требования к автоматизации резервуарного парка

В резервуарном парке предусмотрено:

контроль максимального уровня налива в резервуары;

закрытие наливных задвижек по максимальному уровню в резервуаре;

- управление задвижками резервуарного парка.

Централизованный контроль, управление и сигнализация по резервуарному парку обеспечивается с автоматизированного рабочего места оператора в помещении операторной ГПС "Пермь" и ППС "Андреевка" через систему верхнего уровня Honeywell. Вид экрана компьютера для закачки бензина и дизельного топлива показаны на рисунках 3.2 и 3.3.

Рисунок 3.2 - АРМ оператора (прием бензина)

Автоматизация резервуарного парка должна предусматривать:

автоматическую защиту технологического оборудования РП;

автоматическую защиту РП при поступлении сигнала "Пожар в резервуаре" от АСУ ТП;

контроль параметров работы технологического оборудования РП;

централизацию управления резервуарным парком;

регистрацию и отображение информации о работе оборудования РП.

Рисунок 3.3 - АРМ оператора (прием дизельного топлива)

Все трубопроводы подачи нефтепродуктов в резервуары и вывода нефтепродуктов из них имеют у резервуаров и за обваловкой запорную арматуру с электроприводом.

3.4 Системы автоматизации резервуарного парка

При числе резервуаров свыше шести должны создаваться АСУ ТП РП со своим операторским пунктом.

Резервуарный парк промежуточной перекачивающей станции контролируется четырьмя системами:

- система количественного учета нефтепродуктов фирмы "Enraf";

- система контроля загазованности;

- система защиты от перелива;

- система автоматического пожаротушения.

На рисунке 3.4 показана функциональная схема автоматизации резервуара на ППС "Андреевка".

Перечень средств измерения и контроля представлен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Перечень средств измерения и контроля

Перечень средств измерения и контроля по аварийной защите приведен в таблице 1.2

Таблица 1.2 Перечень средств измерения и контроля по аварийной защите

Система защиты резервуаров по максимальному уровню выполнена независимой от микропроцессорной системы ППС. Сигналы от датчиков сигнализаторов максимального уровня передаются системой непосредственно на пусковую аппаратуру наливных задвижек на их закрытие.

Системы автоматизации резервуарных парков должны выполнять следующие основные функции:

- дистанционное измерение и контроль допустимого уровня и средней температуры нефтепродуктов в каждом резервуаре;

- расчет и контроль допустимой скорости наполнения и опорожнения резервуаров;

- контроль превышения давления в трубопроводах РП;

- сигнализация срабатывания защит;

-противоаварийная автоматическая защита при нарушениях технологическими переменными допустимых границ;

- автоматическое пожаротушение;

- дистанционное управление задвижками резервуарного парка;

- формирование и выдачу аварийных сигналов в другие системы автоматизации;

- дистанционное управление системой размыва донных отложений.

3.5 Система количественного учета нефтепродуктов фирмы "Enraf"

Все резервуары ППС оборудованы комплексной системой количественного учета нефтепродуктов фирмы "Enraf". Система обеспечивает следующие измерения:

- технологических параметров в резервуарах (уровень и среднюю температуру нефтепродукта, давление столба жидкости);

- оперативный и коммерческий учет нефтепродуктов в резервуарах;

- сигнализацию достижения параметрами заданных значений с выдачей предупредительных и управляющих сигналов в систему управления резервуарным парком;

- контроль достоверности измерения и исправности датчиков;

- прогноз времени заполнения и опорожнения резервуаров;

- расчет общего количества и свободной емкости по каждому виду нефтепродукта.

Компания Enraf предлагает различные полевые приборы, устройства связи, интерфейсы и системы, предназначенные для решения задач контроля и управления в резервуарных парках. Данные с полевых приборов через устройство интерфейса связи, 880 CIU Enraf, передаются по двухпроводной полевой шине и обрабатываются системой управления учетом Entis Enraf.

Структура системы Enraf представлена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Структура системы Enraf

На нижнем уровне располагаются измеритель уровня серии 854 ATG и температурный селектор серии 862 MIT. Описание этих приборов приводится ниже. Дисплейные индикаторы.

Измеренные в резервуаре данные по уровню, температуре и давлению могут быть использованы для различных целей управления. Поэтому для представления этих данных в различных форматах, используются дисплеи и операторские панели, показанные на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Дисплейные индикаторы

Такие дисплеи и панели обеспечивают доступ к данным практически в любое время и в любом месте резервуарного парка. Специальные версии приборов могут иметь режимы автономной работы с полевыми приборами в случае отказа систем учета. Могут выпускаться версии устройств для коммерческого учета, без возможности доступа к изменению отображаемых данных.

Топология сети и интерфейсы.

Устройства связи и интерфейсы 880 CIU обеспечивают наиболее эффективную связь с полевыми приборами Enraf.

Новая серия CIU 380 предусматривает использование открытого протокола в сочетании с классическими протоколами связи Энраф с целью интегрирования процессов управления, связи и интерфейсов. Это даёт возможность создания реальной распределённой архитектуры интеллектуальных и аппаратных средств управления.

Для интегрирования процессов управления и автоматизации, предусмотрена возможность использования таких открытых протоколов автоматизации, как Foundation Fieldbus и Modbus. Наличие аналогового и цифрового ввода/вывода обеспечивает возможность использования их с полевыми приборами. ОРС сервер позволяет передавать важную информацию на системы сбора данных, таких как Entis, различные пакеты программ SCADA, промышленные или офисные приложения.

Вторичный уровень - CIU Plus.

Вторичный уровень - CIU Plus показан на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - CIU Plus

CIU Plus - это автономное устройство калькуляции резервуарных данных, используемое в сочетании с CIU Prime. Одно устройство CIU Plus может выполнять сложные и специальные расчеты в масштабе реального времени до 50 резервуаров.

Преимущества: расчёт объёмов по стандартам API и ASTM; совместимость с MODBUS; горячее резервирование; гальваническая развязка главных портов.

Основная задача CIU Prime (рисунок 3.8) - сканирование и сбор данных со всех датчиков.

Преимущества те же, плюс: поддерживает команды датчика, защита от конфигурации.

Рисунок 3.8 - CIU Prime

Верхний уровень - система управления Entis Pro.

Элементом верхнего уровня является система управления Entis Pro, разработанная для Windows 2000 и XP. Entis - это средство, позволяющее отображать и до некоторой степени управлять запасом продукта в парке емкостей. Это компьютерная программа, которая запускает и решает задачи, такие как сбор информации с различных частей резервуарного парка, передача команды измерителю или клапану.

Информация от полевых устройств попадает по проводам в компьютер, в котором запущена программа Entis. Далее эта программа организует всю информацию и переводит ее в логические форматы, которые позволяют находить любую часть резервуарного парка. Оператор, задавая номер резервуара, может мгновенно получить любую информацию, например о температуре, уровне, положении корневых задвижек и другую. Для расчета объема продукта в емкости должны быть заранее введены в программу тип емкости (сферическая, цилиндрическая или с плавающей крышей), калибровочные точки или радиус и точка ноля, зависящие от типа емкости.

По данным уровнемера интерфейс CIU Plus рассчитывает и передает в Entis общий наблюдаемый объем, валовой стандартный объем который является объемом, скорректированным на содержание воды и температурное расширение продукта в емкости. Таким образом, на экране Entis может быть представлен целый ряд рассчитанной информации. К примеру, на экране перекачки отображается движение продукта в резервуарном парке.

Другая форма предоставления информации на экране - это окно. Окно - это миниатюрный экран, который накладывается на существующий экран. Каждое окно содержит определенную информацию. К примеру, одно окно позволяет изменить единицы измерения для уровня, объема, температуры и других измерений.

Иногда оператору необходима информация обо всех важных изменениях в Entis. В этом случае срабатывает концепция сигнализаций, например, если уровень в емкости стал слишком низким. Из множества типов сигнализаций, срабатывает та, в которой достигнуто заданное значение. Некоторые сигнализации устанавливаются технологом, некоторые устанавливаются оператором. Допустим, если была установлена сигнализация на достижение нижней точки уровня, то она срабатывает в случае, если уровень продукта в емкости опускается ниже заданной точки. Сообщение - предупреждение о нижнем уровне появляется независимо от того, на каком экране и в каком окне находится оператор.

Достоинствами системы Entis являются:

- открытая архитектура;

- учет в реальном масштабе времени;

- обработка цифровой и графической информации;

- интуитивная работа;

- сбор данных и расчет;

- объединение в сеть;

- надежная система сигнализации;

- горячее резервирование и избыточность;

- основные и дополнительные программные задачи для создания комплексной системы;

- характерные особенности, преимущества, выгода.

3.6 Система контроля загазованности

Полное наименование АСУ ТП: "Система датчиков-сигнализаторов довзрывных концентраций в резервуарном парке промежуточной перекачивающей станции (ППС) "Андреевка" филиала МНПП "Пермь-Андреевка".

Назначение АСУ ТП.

АСУ ТП предназначена для: