Главная » Наши разработки » Система контроля параметров сжиженного углеводородного газа (СУГ)

Система контроля параметров сжиженного углеводородного газа (СУГ)

Назначение и область применения

Измерительная система предназначена для контроля параметров сжиженного углеводородного газа в емкостях газонаполнительной станции (ГНС), относящейся к производственным объектам высокой опасности.

Система применяется для:

учета сжиженного углеводородного газа;
контроля давления, уровня и температуры;
сигнализации критических значений давления и уровня.

Система обеспечивает:

оперативное измерение уровня раздела жидкой фазы, температуры паровой и жидкой фаз, плотности жидкой фазы, давления паровой фазы в подземных емкостях резервуарного парка ГНС и подземных емкостях резервуаров неиспарившихся остатков;
автоматическое определение массы СУГ и других параметров в емкостях расчетным методом с выводом данных на монитор персонального компьютера АРМ-оператора.

Перечень реализуемых функций

В составе функций системы выделяются функции, реализуемые в автоматическом и автоматизированном режимах.

Автоматически выполняемые функции:

сбор и первичная обработка сигналов с аналоговых датчиков;
контроль отдельных технологических параметров;
аварийная сигнализация, регистрация отклонении технологических параметров от регламентных норм;
обмен информацией между уровнями системы;
диагностика состояния, комплекса технических средств (КТС), системы управления;
накопление архивной информации.

Функции, выполняемые в автоматизированном режиме (при участии человека):

отображение оперативной, архивной и регламентной информации о ходе технологических процессов и режимах работы технологического оборудования;
формирование и отображение учетных, отчетных документов;
вывод на печать учетных, отчетных документов;
архивирование информации на жестких сменных носителях.

Принципы функционирования автоматизированной системы

АСУ ТП СУГ создана как система централизованного оперативного контроля параметров сжиженных углеводородных газов в емкостях парка ГНС. Представляет собой аппаратно-программный комплекс, в состав которого входит два уровня технических средств, обеспечивающих функции контроля и управления:

нижний уровень, в состав которого входят первичные измерительные преобразователи (уровня, температуры, давления, плотности и т.д.);
верхний уровень, в состав которого входит многофункциональный комплекс телеметрии «ССофт:Сигнал» МКТ-Ш-С-СИ(СА) v. LPG02, разработка ООО «СервисСофт», АРМ-оператора.

Щит автоматизации «ССофт:Сигнал» МКТ-Ш-С-СИ(СА) v. LPG02 (ЩА1):

принимает данные с датчиков уровня ПМП-201, отображает уровень заполнения резервуаров на панели индикации (в процентах в диапазоне 0-100);
осуществляет свето-звуковую сигнализацию аварийных параметров (с индикацией на щите) — заполнение резервуаров на определенный от номинального объем, превышение давления в емкостях резервуарного парка;
осуществляет передачу вышеперечисленных данных, в том числе и аварийных, на АРМ-оператора, а также удаленную передачу данных по сети интернет в центральный диспетчерский пункт (ЦДП).

Комплектность системы

Комплекс технических средств (КТС):

магнитострикционные уровнемеры-плотномеры;
датчики избыточного давления;
многофункциональный комплекс телеметрии «ССофт:Сигнал».

Программное обеспечение (ПО):

монитор телеметрии 2.0 (Project Local) – SCADA, разработка ООО «СервисСофт», с поддержкой не менее 250 точек ввода-вывода

Технические характеристики магнитострикционного уровнемера-плотномера

Измеряемые и вычисляемые параметры среды:

уровень жидкости, м;
температура жидкости средняя, °C;
процентное заполнение объёма резервуара, %;
объём жидкости, м³;
масса продукта, т;
плотность жидкости, т/м³;
объём основного продукта (объём жидкости над разделом сред), м³;
температура паровой фазы СУГ, °C;
масса паровой и жидкой фазы, т;
температура в каждой точке измерения (до восьми точек), °C.

Диапазон измерения уровня, м — 0,5…6

Потребляемая мощность, мВт — 100 (СЕНС) 400 (RS-485)

Давление среды, МПа, не более – 2,5

Погрешность измерения температуры, ^оС — ±0,5 (в диапазоне от -40 до +60 °C) ±1 (в диапазоне от -50 до -40 °C)

Погрешность измерения уровня, мм – ± 1

Описание и технические характеристики МКТ «ССофт:Сигнал» МКТ-Ш-С-СИ(СА)

Предназначен для сбора и передачи технологических параметров от первичных измерительных преобразователей и датчиков объектов СУГ ГНС/АГЗС/ГНП.

Технические средства МКТ размещаются в металлическом шкафу, обеспечивающем степень защиты не менее IP54.

МКТ обеспечивает следующие основные функции:

питание внешних датчиков и прием данных от внешних датчиков по линии интерфейса RS485 (протокол ModBus RTU);
сбор технологических параметров от внешних датчиков и их дальнейшую передачу по сети Ethernet (ModBus TCP/IP)/RS485 (ModBus RTU) на два АРМ — локальное АРМ (на ГНС), удаленное АРМ центральной диспетчерской эксплуатирующей организации.
сбор установленных порогов срабатывания контролируемых параметров.

Основные функции осуществляет функциональный контроллер МКТ. Он оснащен графическим дисплеем, отображающим текущее состояние технологических параметров для каждого контролируемого объекта (бака, резервуара, и т.д.).

При выходе значений контролируемых параметров за допустимые пределы, МКТ обеспечивает аварийную световую и звуковую сигнализацию.

Функциональный контроллер работает под управлением прикладного ПО, разработанного компанией ООО «СервисСофт».

Описание программного обеспечения

Локальное АРМ ГНС и удаленное АРМ центральной диспетчерской осуществляют работу с использованием SCADA — «Монитор телеметрии 2.0 (Project Local)» и «Монитор телеметрии 2.0 (Project Remote)» , производства ООО «СервисСофт».

Программные комплексы предназначены для сбора, отображения и хранения информации, поступающей от уровнемеров, преобразователей давления.

Основными функциональными возможностями программного комплекса являются:

автоматический опрос подключенных устройств;
отображение опрашиваемых параметров на экране монитора АРМ пользователей;
вывод на экран графиков по каждому параметру СУГ резервуара;
создание списка операторов для определения начала и завершения смены;
настройка входных измерительных каналов, позволяющих формировать единую точку учета для каждого резервуара, на котором установлены разные первичные преобразователи;
настройка параметров уровнемеров для расчета или измерения плотности СУГ и нефтепродуктов;
хранение информации в БД;
создание, сохранение, отображение и вывод на печать произвольных и сменных отчетов;
индикация и звуковая сигнализация достижения контролируемых уровней;
обеспечение возможности просмотра информации по локальной сети и интернет;
просмотр байтов состояний в линии.

Заказать консультацию по созданию системы автоматического контроля

ПОЛУЧИТЬ КОНСУЛЬТАЦИЮ

Невский международный экологический конгресс