Предназначена для применения в составе локальных автоматизированных систем контроля и управления технологическими процессами на объектах нефтяной промышленности (ДНС, КНС) в условиях круглосуточной эксплуатации, отвечающих требованиям категории 3.1 исполнения УХП ГОСТ 15150-69 для комплексного решения следующих задач:

• учета нефти и природного газа, воды с помощью датчиков расхода (счетчиков количества энергоносителя); датчиков перепада давления, давления и температуры, различных типов со стандартными токовыми, число – импульсными и частотными выходами;

• контроля состояния оборудования, положения исполнительных механизмов с помощью датчиков типа «сухой контакт»;

• автоматического управления исполнительными механизмами (включить/выключить) по любым заданным алгоритмам;

• реализации автоматических защит, блокировок и сигнализации при возникновении аварийных и предаварийных ситуаций;

• реализации алгоритмов регулирования исполнительными устройствами;

• вывода любых измеренных или расчетных параметров на принтер, ПЭВМ, мнемосхему, жидкокристаллическую панель, табло и т.д.;

• регистрация (архивирование в памяти) учетных параметров;

• ведение электронных журналов оператора;

• ведение статистических архивов наработки исполнительных устройств и механизмов;

• визуализации этапов прохождения технологического процесса и управления объектом с автоматизированного рабочего места оператора системы (АРМ-О), являющегося составной частью АСУ ДНС;

• диспетчеризация, т.е. вывод через модем, радиоканал или по кодовому тракту в ПЭВМ диспетчерских пунктов технологической информации об объекте управления, телеуправление исполнительными механизмами по команде оператора.

Состав аппаратуры

АСУ ДНС состоит из 2-х унифицированных аппаратных стоек с габаритными размерами 1800*800*400 мм, стойки устанавливаются на подставки с размерами 250*800*400 мм. Функциональное назначение стоек:

• унифицированная управляющая стойка (СУ 1), обеспечивает управление исполнительными устройствами и механизмами ДНС, реализует алгоритмы защит и блокировок, осуществляет управление регулирующими клапанами, рис.1;

• унифицированная стойка учета нефти и газа (СУ 2), обеспечивает учет расхода нефти и газа ДНС, рис.2;

• автоматизированное рабочее место оператора системы (АРМ-О), обеспечивает дистанционное управление технологическим процессом ДНС через интерфейс «человек-машина».

Управляющая стойка (СУ 1), базовая комплектация

Количество входов ТИ для подключения аналоговых датчиков с унифицированным выходом (0-5 мА; 4-20мА и т.д.)	52
Количество входов ТИ для подключения датчиков с частотным или частотно-импульсным входом	3
Количество выходов ТУ, обеспечивающих выдачу управляющих команд постоянного тока 24 В, 1 А	от 24 до 56
Количество выходов ТУ, обеспечивающих автоматическое регулирование (АР) исполнительными механизмами	2

По требованию Заказчика количество входных/выходных сигналов может наращиваться. Состав функциональных модулей контроллера проектно компонуется. В габаритах стойки СУ 1 размещаются системный пульт управления; контроллер; модули ввода/вывода; интерфейсные модули; источник бесперебойного питания (ИБП) с аккумуляторной батареей, мнемотабло; звуковой извещатель; газоанализатор для определения уровня загазованности технологических зон ДНС. СУ 1 имеет выход на магистраль RS – 485 для связи с АРМ-О.

Стойка учета нефти и газа (СУ 2), базовая комплектация

Количество входов ТИ для подключения аналоговых датчиков унифицированным выходом (0-5мА; 4-20мА и т.д.)	26
Количество входов ТИ для подключения датчиков с частотным или частотно-импульсным входом	6
Количество входов ТИ для подключения дискретной информации типа «сухой контакт»	48

В габаритах стойки СУ 2 размещаются два контроллера, обеспечивающие аппаратное резервирование задач учета нефти и газа; модули ввода/вывода); источник бесперебойного питания (ИБП) с аккумуляторной батареей; два системных пульта управления; мнемотабло. СУ 2 имеет выход на магистраль RS – 485 для связи с АРМ-О.

В габаритах стойки размещаются два контроллера «Уикон», обеспечивающие аппаратное резервирование задач учета нефти и газа, источник бесперебойного питания (ИБП) с аккумуляторной батареей, модуль релейных команд (МРК), модуль гальваноразвязки (МГР), мнемотабло, два системных индикатора, две клавиатуры. УС 2 имеет выход на магистраль RS – 485 для связи с АРМ-О и обеспечивает, при необходимости, вывод информации на принтер.

АРМ-О имеет выход на магистраль RS – 485 для связи с СУ 1 СУ 2, а так же выход на модемную линию связи или радиоканал для обеспечения с диспетчерским уровнем НГДУ.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения АСУ ДНС входит ПО рабочей станции оператора, ПО аппаратных стоек. Системное программное обеспечение стоек унифицированно, различие в программах наблюдается на уровне функциональных задач.

Программное обеспечение СУ 1 и СУ 2, в случае отказа АРМ-О, позволяет осуществлять управление технологическим процессом ДНС с системных панелей управления аппаратных стоек.

Точность

• основная приведенная погрешность преобразования сигналов датчиков различных типов – 0,1 %;

• основная относительная погрешность расчета количества тепловой энергии и энергоносителя (газа) – не боле 0,1 %.

Надежность

• средняя наработка на отказ – 15 тысяч часов;

• средний срок службы – не менее 12 лет;

• среднее время восстановления работоспособности – не более 1 часа.

Устойчивость к внешним воздействиям

• температура окружающей среды – от + 5 до + 50 °С;

• относительная влажность воздуха при 30 °С – 90 %;

• атмосферное давление – от 84 до 106,7 кПа;

• напряженность внешнего магнитного поля – 400 А/м;

• частота синусоидальной вибрации амплитудой 0,075 мм – от 10 до 57 Гц;

• частота синусоидальной вибрации ускорением 9,8 м/с² – от 75 до 150 Гц.