РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
9.3 Система телемеханизации линейной части магистрального нефтепровода 9.3.1 Линейная телемеханика предназначена для централизованного контроля и управления оборудованием линейной части МН. 9.3.2 Система телемеханизации линейной части МН должна выполнять функции а) Сигнализации: − состояния и положения запорной арматуры; − прохождения средств очистки и диагностики; − аварии и неисправности привода запорной арматуры; − состояния и положения линейных разъединителей и выключателей вдольтрассовой ЛЭП; − наличия напряжения вдольтрассовой ЛЭП; − минимальной и максимальной температуры в ПКУ; − максимального уровня в емкости сбора утечек КППСОД; − затопления колодцев отбора давления на переходах МН через водные преграды; − затопления площадки КППСОД на переходах МН через водные преграды; − наличия утечек на КППСОД. при отсутствии обособленной системы охраны объектов линейной части и управления доступом: − состояния охранной сигнализации (ПКУ, колодцев отбора давления); − состояние пожарной сигнализации ПКУ; − периметрально-охранной сигнализации КППСОД на ППМН; − охранной сигнализации вантузов, расположенных в пределах узла линейных задвижек; б) Управления: − линейной запорной аппаратурой; − аппаратурой контроля прохождения СОД (команды контроля и деблокировки); − охранной сигнализацией (подача команды деблокирования охранной сигнализации); − разъединителями и выключателями вдольтрассовой ЛЭП; − охранным освещением; в) Измерения: − текущего давления в МН; − расхода нефти по МН; ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 61 из 153 − текущего давления в отключенных резервных нитках на подводных переходах; − текущего давления на камерах пропуска, пуска, приема СОД, расположенных вне площадок НПС; при отсутствии обособленной системы дистанционного контроля и управления СКЗ: − силы тока СКЗ; − напряжения СКЗ; − защитного потенциала "труба-земля"; − потенциала в точке дренажа УКЗ. г) Телерегулирования: − положения исполнительных механизмов систем регулирования на линейной части; − выходного напряжения (силы тока, защитного потенциала) станции ЭХЗ. д) Связи: − для передачи информации, необходимой для работы системы обнаружения утечек (при наличии соответствующих требований от СОУ); − для обмена информацией с информационными системами, расположенными в операторной, МДП, РДП, ТДП. 9.3.3 Управление задвижками линейной части МН, линейными разъединителями, выключателями вдольтрассовой ЛЭП необходимо предусматривать с помощью последовательности двух раздельных команд для исключения выдачи ложной команды. При этом должна быть обеспечена обратная связь с объектом − посылка квитанции о прохождении первой (подготовительной) команды телеуправления. Только после получения подтверждения выполнения подготовительной команды может выполняться вторая управляющая команда. Система телемеханики должна выполнять разграничение функций управления между оперативным персоналом МДП, РДП (ТДП) по следующим группам оборудования: − линейные разъединители, выключатели вдольтрассовой ЛЭП, СКЗ; − телемеханизированное технологическое оборудование линейной части МН. 9.4 Каналы передачи данных для систем телемеханизации 9.4.1 Средняя частота искажения бита информации, передаваемой по каналам связи, должна быть меньше 10-4. 9.4.2 Скорость передачи информации по каналам связи и их организация должна обеспечивать выполнение требований п. 9.1.4. 9.4.3 В выделенном канале передачи данных средства телемеханизации должны обеспечивать обмен информацией в режиме множественного доступа. 9.4.4 Обмен данными между СА НПС в выделенном канале связи, организованном в соответствии с требованиями п. 6.4.3.11, должен осуществляться в режиме «точка-точка». ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 62 из 153 10 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКОЙ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ 10.1 Общие требования 10.1.1 Системы автоматизации и телемеханизации должны выполняться на базе микропроцессорных средств. 10.1.2 Микропроцессорная система автоматизации (система автоматизации) должна функционировать как централизованная или распределенная система с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения. Система автоматизации должна работать как автономно, в технологической локальной сети НПС, так и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления транспортом нефти. 10.1.3 В качестве системного время в системах автоматизации и телемеханизации устанавливается московское время, синхронизация производится по источнику точного времени. В качестве источника точного времени может использоваться приемник сигнала спутниковой навигационной системы. 10.2 Требования к структуре и функционированию систем автоматизации 10.2.1 Структура и техническое исполнение системы автоматизации должны соответствовать требованиям: − ОТТ-35.240.50-КТН-187-06 «Свод обязательных требований при проектировании и изготовлении микропроцессорных систем автоматизации НПС (ЛПДС, НБ) и РП. Общие технические требования», − ОТТ-35.240.50-КТН-302-06 «Комплекс типовых проектных решений автоматизации НПС и резервуарных парков на базе современных технических решений и комплектующих. Общие технические требования», − ОТТ-35.240.50-КТН-145-06 «Технический проект «Создание системы мониторинга АСУ ТП НПС, ЛТМ МН в режиме реального времени». Общие технические требования». 10.2.2 Микропроцессорная система автоматизации должна иметь трехуровневую структуру: − нижний уровень, − средний уровень, − верхний уровень. 10.2.3 К нижнему уровню системы автоматизации относятся: − средства измерения технологических параметров, − сигнализаторы технологических параметров, − исполнительные механизмы (в том числе средства световой и звуковой сигнализации). 10.2.4 К среднему уровню системы автоматизации относятся программно- аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС и НБ на базе ПЛК, вторичные устройства систем контроля технологических параметров. 10.2.5 К верхнему уровню системы автоматизации относятся АРМ в комплекте с ПО, установленные в операторной (МДП), в том числе: − АРМ оператора НПС (АРМ диспетчера НБ); − АРМ АСУ ПТ; ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 63 из 153 − АРМ контроля нормативных параметров; − АРМ инженера. 10.2.6 Для НПС без РП АРМ оператора реализуется с использованием двух промышленных компьютеров: − основного, − резервного. Эти компьютеры должны работать совместно в режиме горячего резервирования. 10.2.7 Для НПС с РП АРМ оператора НПС реализуется с использованием трех промышленных компьютеров: − основного, − резервного, − дополнительного. Основной и резервный компьютеры должны работать совместно в режиме горячего резервирования. Дополнительный компьютер используется для контроля технологического оборудования РП. 10.2.8 Для АРМ диспетчера НБ реализуется с использованием двух промышленных компьютеров: основного и резервного. Эти компьютеры должны работать совместно в режиме горячего резервирования. 10.2.9 Верхний уровень системы автоматизации должен обеспечивать: − прием информации о состоянии технологического объекта; − формирование графиков измеряемых технологических параметров; − формирование команд оперативного управления технологическим процессом; − архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд из РДП, (ТДП); − ведение базы данных сигналов. С АРМ инженера должна обеспечиваться настройка, программирование, конфигурирование контроллеров МПСА, редактирование экранных форм АРМ оператора. 10.2.10 На принтер АРМ оператора НПС, диспетчера НБ выводится информация: − таблицы, отображаемые на видеомониторе; − периодические отчеты о работе НПС, НБ; − перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц; − перечни неисправностей с указанием времени их возникновения; − иная информация, формируемая АРМ оператора НПС, диспетчера НБ. 10.3 Требования к программно-аппаратной части 10.3.1 Время обработки сигналов в системе автоматизации при работе алгоритмов автоматической защиты не должно превышать 0,5 секунды. Этот интервал времени определяется от момента появления аварийного значения параметра на входе модуля ввода СА до момента появления соответствующего алгоритму управляющего сигнала на выходе модуля вывода СА. Время обработки сигналов в контроллере САР давления не должно превышать 0,1 с. Время обработки сигналов в контроллере системы телемеханизации не должно превышать 1,0 с. 10.3.2 Задержка в отображении сигналов, в появлении оперативного сообщения на экране АРМ оператора НПС, диспетчера НБ не должна превышать 0,5 секунд. 10.3.3 Время, необходимое для отображения вновь открываемых экранных форм на экране АРМ оператора НПС, диспетчера НБ, не должно превышать 1 секунды. 10.3.4 Период обновления информации на экранных кадрах АРМ оператора НПС, диспетчера НБ не должен превышать 0,5 секунд. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 64 из 153 10.3.5 Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры, ручного манипулятора в центральный контроллер СА не должно превышать 0,5 секунды. 10.3.6 Контроллеры, используемые в системах автоматизации и телемеханизации, должны соответствовать требованиям настоящего РД и ОТТ- 06.02-72.60.00-КТН-022-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Функциональные требования к ПЛК». 10.3.7 Устройства контроллеров должны иметь средства самоконтроля, обеспечивающие диагностику средств АСУ ТП и АСУ ПТ в соответствии с ОТТ-35.240.50- КТН-145-06 «Технический проект «Создание системы мониторинга АСУ ТП НПС, ЛТМ МН в режиме реального времени». Общие технические требования». 10.3.8 В системах технологической автоматизации и АСУ ПТ должно быть обеспечено 100% «горячее» резервирование центрального контроллера. 10.3.9 В состав СА НПС должен входить блок ручного управления БРУ, обеспечивающий ручное дистанционное управление оборудованием, автономную световую и звуковую сигнализацию, приведение НПС в безопасное состояние при отказе основной схемы контроля и управления. 10.3.10 Средства подачи команд управления БРУ должны непосредственно воздействовать на систему управления ВВ насосных агрегатов и электроприводов задвижек, с регистрацией выданной команды в центральном контроллере СА НПС. 10.4 Требования к функциям контроля 10.4.1 Функции контроля параметров состояния оборудования должны выполняться непрерывно. 10.4.2 При обработке аналоговых и дискретных значений должны осуществляться: − сглаживание и фильтрация измеренных значений; − проверка достоверности измеренных значений; − проверка достоверности дискретных сигналов; − формирование предупредительного сообщения для каждого аналогового параметра при достижении им установленного предельного значения. 10.4.3 Проверка достоверности измеренных значений и дискретных сигналов должна осуществляться с учетом имеющейся избыточности информации. 10.4.4 Оператор (диспетчер) должен подтверждать получение от СА (СДКУ) информации об изменении состояния технологического оборудования, используя операцию квитирования. 10.5 Требования к функциям отображения 10.5.1 Функции отображения должны удовлетворять требованиям настоящего РД и дополнительно: − ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-015-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Интерфейсы операторов. ОТТ», − ОТЗ-06.02-72.60.00-КТН-086-1-05 «Техническое задание на единую систему диспетчерского контроля и управления». 10.5.2 В качестве мониторов компьютеров (АРМ) должны применяться цветные дисплеи с размером диагонали не менее 19”. 10.6 Требования к функциям документирования, регистрации и архивации ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 65 из 153 10.6.1 В системе автоматизации должны формироваться следующие журналы событий и аварий: − журнал (архив) аварийных сообщений «Нормативно-технологических параметров работы МН и НПС»; − журнал технологических событий и аварий; − журнал событий и аварий в системе автоматизации. Допускается совмещать журналы. Для защиты от несанкционированного доступа к журналам должна быть реализована система разграничения доступа. Во всех журналах должно регистрироваться время возникновения событий. При просмотре журналов должен обеспечиваться выбор и сортировка событий по следующим признакам: − время возникновения; − тип события или аварии; − текстовый шаблон. 10.6.2 Система автоматизации должна обеспечивать составление сводок текущих измерений, текущего состояния оборудования, перечней отказов, времени наработки оборудования. Сводки формируются с периодичностью: − каждые два часа по окончании четного часа; − ежесуточно по окончании суток; − ежемесячно по окончании месяца. 10.6.3 Все команды, передаваемые с АРМ оператора, по системе телемеханизации, все сигналы изменения состояния технологического оборудования и аварийные события должны регистрироваться в журнале событий и аварий. В указанном журнале события и аварии должны регистрироваться в хронологическом порядке. 10.6.4 Система автоматизации должна обеспечивать составление периодических и месячных отчетов по работе оборудования НПС, НБ. 10.6.5 Система автоматизации должна предусматривать создание файлов предыстории (оперативный архив) и долгосрочное архивирование данных (исторический архив). 10.6.6 Носитель информации СА должен обеспечивать хранение информации о работе оборудования НПС, РП в соответствующих архивах в течение установленных периодов времени: − для графиков измеряемых параметров в оперативном архиве в течение суток; − для графиков измеряемых параметров в историческом архиве в течение одного года; − для двухчасовых сводок в оперативном архиве в течение одного месяца; − для двухчасовых сводок в историческом архиве в течение одного года; − для суточных и месячных сводок в оперативном архиве в течение трех месяцев; − для суточных и месячных сводок в историческом архиве в течение одного года; − для журнала событий и аварий в оперативном архиве в течение одного месяца; − для журнала событий и аварий в историческом архиве в течение одного года. 10.7 Требования к функциям связи 10.7.1 Функции связи должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН- 023-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Интерфейсы связи между различными элементами АСУ ТП. ОТТ» и требованиям настоящего Руководящего документа. 10.8 Требования к информационному обеспечению 10.8.1 Информационное обеспечение должно включать: ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 66 из 153 − информационные массивы баз данных, содержащие нормативно-справочную информацию; − информационные массивы переменной информации, используемой для решения прикладных задач и отображения; − массивы обменных сообщений между системой автоматизации и другими системами. 10.9 Требования к программному обеспечению 10.9.1 Программное обеспечение (ПО) должно выполнять логические и вычислительные операции по реализации функций сбора, обработки, хранения, управления, передачи и представления данных в соответствии с функциями системы автоматизации и телемеханизации и включать: общесистемное, прикладное, специальное ПО и программы тестового контроля. 10.9.2 Общесистемное программное обеспечение должно быть реализовано на базе лицензированной операционной системы или операционной системы «с открытым кодом». 10.9.3 Общесистемное ПО должно обеспечивать возможность изменения конфигурации системы. 10.9.4 Пакет прикладных программ должен разрабатываться с использованием базового комплекта программ, включающего автоматизацию описания параметров, набора стандартных логических и вычислительных функций, развитого визуально-графического инструментального пакета, ориентированных на применяемую операционную систему. 10.9.5 Программные модули должны предусматривать возможность: − маскирования параметров, сигналов на время ремонтных и профилактических работ или при неисправности датчиков; − имитации параметров, сигналов и состояния оборудования для использования их на время профилактических работ или при неисправности датчиков и оборудования до устранения. 10.9.6 Прикладное ПО должно быть: − открытым для дальнейшей модернизации; − иметь листинги программ; − сопровождаться описанием на русском языке. 10.9.7 Пакет программ тестового контроля должен обеспечить проверку сохранности информации и работоспособности технических средств, входящих в состав системы автоматизации, как в режиме подключения к технологическому оборудованию, так и в автономном режиме. 10.9.8 ПО должно быть построено по модульному принципу. По должно предусматривать поддержку распределенных и централизованных систем контроля и управления. 10.9.9 ПО должно предусматривать: − регламентирование (по паролям) доступа к базам данных и информационным массивам; − регламентирование (по паролям) доступа к прикладному ПО; − защиту информации от несанкционированного доступа и непреднамеренного воздействия. 10.9.10 Программное обеспечение должно соответствовать требованиям данного РД и ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-033-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Программное обеспечение». |