1. Общие сведения - polpoz.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
страница 1
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
Общие сведения об образовательном учреждении 2 599.94kb.
Общие сведения об образовательном учреждении 1 387.78kb.
1. Общие сведения об акционерном обществе 1 174.23kb.
1. Общие сведения, характеристика общеобразовательного учреждения 6 1299.19kb.
I. Общие сведения 1 42.45kb.
Информационная карта инновационного опыта участника пнпо общие сведения 1 220.15kb.
Общие сведения о детских школах искусств Тверской области на 01. 1 190.57kb.
Информационная карта (паспорт) образовательного учреждения. 1 410.9kb.
1. Общие сведения 2 621.05kb.
Портфолио педагогического работника моу «сош №1» г. Гурьевска Бурдина... 1 23.2kb.
Сведения о параметрах реализации мероприятий по улучшению демографической... 2 551.09kb.
Общие сведения о кафедре, обеспечивающей подготовку студентов по... 8 961.52kb.
Внесены главным управлением технической политики в области метрологии... 1 207.58kb.
1. На доске выписаны n последовательных натуральных чисел 1 46.11kb.

1. Общие сведения - страница №1/1























УТВЕРЖДАЮ:

Первый заместитель генерального директора – главный инженер

ООО «Соровскнефть»




_________________ А.В. Вьюнов

«___» ________________ 2014 г.


ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

на Систему телемеханики и телеконтроля скважин

ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть»

2014
ЛИСТ СОГЛАСОВАНИЯ

К ТЕХНИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ

на Систему телемеханики и телеконтроля скважин

ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть»

Заместитель генерального директора

по подготовке, переработке и транспорту

нефти и газа ООО «Бурнефтегаз» Е.А. Клевцов


Заместитель начальника ПТО

ООО «Бурнефтегаз» М.В. Пожидаев


Главный метролог - начальник отдела

АМПиС ООО «Бурнефтегаз» С.Ю. Папин



1.Общие сведения

1.1.Полное наименование Системы:


Система телемеханики и телеконтроля скважин ЦДНГ - 1 ООО «Соровскнефть».

1.2.Краткое наименование Системы:


Система телемеханики.

1.3.Наименование организаций Заказчика, Проектной организации, Разработчика (Поставщика) системы телемеханики.


Проектная организация: определяется по тендеру.

Организация – Разработчик (Поставщик) Системы: определяется по тендеру.


Организация - Заказчик: ООО «Соровскнефть».

1.4.Основание для разработки АСУТП.


Основанием для проектирования и разработки Системы телемеханики и телеконтроля скважин ЦДНГ - 1 ООО «Соровскнефть», является внутрипостроечный титульный список строек на 2014 год ООО «Бурнефтегаз».

В качестве исходных данных для разработки системы руководствоваться следующим комплектом документов:



  • задание на проектирование программно-технического комплекса системы телемеханики и телеконтроля скважин ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть»;

  • технические требования на Систему телемеханики и телеконтроля скважин ЦДНГ – 1 ООО «Соровскнефть».



1.5.Стадии и этапы работы


Разработчик (Поставщик) системы телемеханики должен выполнить следующие стадии и этапы работ:

  • заключение договора (договоров) на выполнение работ;

  • разработка проектно-сметной документации (рабочей документации) на Систему телемеханики;

  • поставка оборудования, материалов и программного обеспечения на объект строительства;

  • проведение подготовительных работ;

  • приемка объектов под монтаж с оформлением соответствующей документации;

  • выполнение строительно-монтажных работ;

  • проведение пуско-наладочных работ, включая автономную и комплексную наладку;

  • оформление исполнительной документации;

  • сдача в эксплуатацию систем телемеханики с оформлением соответствующей документации.

Изменения к данному Техническому требованию (ТТ) оформляются в виде Протокола или Дополнения к ТТ и подписываются Заказчиком и Разработчиком (Поставщиком) Системы телемеханики. С этого момента Протокол или Дополнение к ТТ становятся неотъемлемой частью ТТ на Систему телемеханики.


2.Назначение и цели разработки


Создаваемая система телемеханики предназначена для автоматизации процессов сбора, обработки и диспетчеризации технологической информации с территориально распределенных объектов нефтяного промысла (скважин, измерительных установок и т.д.), визуализации технологического процесса для специалистов Заказчика и сервисных организаций.

Целями создания Системы являются:



  • создание качественного удаленного контроля и управления за ведением технологического процесса распределенной системы добычи нефти и обеспечение безопасности технологического процесса;

  • обеспечение оперативности действий персонала в штатных режимах и в аварийных ситуациях;

  • минимизация разливов нефти и выбросов газа в аварийных ситуациях за счет минимального времени реагирования персонала на аварийные сигналы;

  • оперативный учет добытой из недр нефтесодержащей жидкости;

  • контроль за состоянием нефтедобывающих скважин;

  • обеспечение выполнения плана добычи нефти за счет сокращения времени внепланового простоя нефтедобывающих скважин;

  • автоматизированный оперативный контроль технологических параметров;

  • обеспечение точности измерения технологических параметров;

  • обеспечение надежности работы технологического оборудования;

  • обмен данными со смежными ИС.



3.Краткая характеристика объекта контроля и управления


Объектами контроля и управления являются следующие технологические объекты ООО «Соровскнефть»:
Куст скважин №12 ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть»

  • автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ – 2 ед. 296 тэгов;

  • счетчик количества жидкости Метран – 305 ПР – 7 ед.;

  • Датчики давления, установленные на скважинах – 23 ед.;

  • Дренажные ёмкости, оборудованные уровнемером и сигнализатором уровня – 2 ед.;

  • нефтяная скважина, оборудованная и электроцентробежным насосом ЭЦН – 20 скв. (45 тегов с каждой СУ ЭЦН) (одна на ППД).

  • узел дозирования реагента

  • и т.д. общее число передаваемых параметров 2000 тегов


Куст скважин №14 ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть»

  • автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ – 2 ед. 280 тэгов;

  • счетчик количества жидкости Метран – 305 ПР – 2 ед.;

  • Датчики давления, установленные на скважинах – 24 ед.;

  • Дренажные ёмкости, оборудованные уровнемером и сигнализатором уровня – 2 ед.;

  • нефтяная скважина, оборудованная и электроцентробежным насосом ЭЦН – 20 скв. (45 тегов с каждой СУ ЭЦН) (18 + ППД).

  • и т.д. общее число передаваемых параметров 2000 тегов


Куст скважин №2 ЦДНГ-1 ООО «Соровскнефть» (визуализация на АРМ телемеханики параметров куста с существующей системы телемеханики)

  • автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ – 2 ед. 280 тэгов;

  • счетчик количества жидкости Метран – 305 ПР – 1 ед, ДРС – 5 ед, вычислитель «Тура» - 2 шт.;

  • нефтяная скважина, оборудованная и электроцентробежным насосом ЭЦН – 10 скв. (45 тегов с каждой СУ ЭЦН);

  • Датчики давления, установленные на скважинах – 20 ед.;

  • узел дозирования реагента;

  • Дренажные ёмкости, оборудованные уровнемером и сигнализатором уровня – 2 ед.;

  • и т.д. общее число передаваемых параметров 1500 тегов.

Перечень передаваемых сигналов уточнить проектом и согласовать с Заказчиком дополнительно.



Общие требования к системе


Требования к Системе сформулированы с соблюдением действующих норм и правил:

  • ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

  • ГОСТ 24.104-85. Единая система стандартов автоматизированных систем. Автоматизированные системы управления. Общие требования;

  • ГОСТ Р 8.615-2005. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.



3.1.Требования к функционированию системы


Система должна обеспечивать выполнение следующих функций:

3.1.1.Диспетчерский контроль и управление технологическим процессом добычи, первичной подготовки, учёта нефти на объектах ООО «Соровскнефть» должен осуществляться с диспетчерских пультов ЦДНГ-1 (далее ДП ЦДНГ) в дистанционном и автоматическом режимах.

3.1.2.Программное обеспечение системы должно быть открытым, с возможностью конфигурирования и расширения Системы силами специалистов, обслуживающими систему РТМ.

3.1.3.Текущая информация с контроллеров должна поступать на сервер обмена не реже одного раза в 1 минуты. Передатчик радиосигнала должен быть совместим с существующим базовым приемопередатчиком Motorola Canopy PMP100.

3.1.4.Для всех средств передачи данных предусмотреть эффективную грозозащиту.

3.1.5.Время работы контроллеров от резервного источника питания (аккумулятора с блоком питания) – 2 часа в режиме передачи данных с последующим программным отключением передатчика до момента восстановления электропитания. При этом считается, что очередь опроса позволяет опрашивать каждый контролируемый пункт не чаще одного раза в минуту. КП должны иметь функцию маршрутизации.

3.1.6.Накопление и хранение в контроллере в течение месяца информации, поступившей от датчиков скважин, АГЗУ (при потере связи) при условии возникновения событий не чаще одного раза в 10 минут;

3.1.7.Возможность контроля исправности применяемого контроллерного оборудования и оборудования связи.

3.1.8.Выход из строя отдельных технических средств не должен приводить к выходу из строя системы в целом.

3.1.9.Обеспечение автоматического получения справочных данных из системы (режимов по общей жидкости и по нефти, вид эксплуатации, данные питающего фидера, номер обслуживающей бригады ЦДНГ, наименование месторождения, режим работы скважины: время работы, периодичность).

3.1.10.Предусмотреть формирование, хранение и выгрузку данных (в т.ч. по времени работы и по замерам скважин) для их автоматической передачи (по расписанию, либо по запросу) в систему для формирования аналитического отчета о работе скважинного оборудования в соответствии с установленной формой.

3.1.11.Предусмотреть фиксацию в базе данных системы телемеханики действий диспетчера, технолога, специалиста КИП, в т.ч. квитирование сообщений, включение/исключение скважин из очереди замера, изменение времени замера дебита скважины, изменение аварийных уставок технологических параметров, изменение настроек контролируемых данных и программного обеспечения сервера опроса и т.п.

3.1.12.В базе данных и в отчетах предусмотреть подсчет времени неопределенного состояния скважины (сумма промежутков времени, в течение которых с КП не было связи, и при этом на сервер не поступила архивная информация о состоянии скважины в это время). Время неопределенного состояния скважины является справочной информацией, время работы и простоя скважины при потере связи в соответствии с ТЗ должно определяться по последнему зафиксированному значению.

3.1.13.Предусмотреть организацию телеконтроля состояния насосов-дозаторов БР, УДЭ (как в составе АГЗУ, так и отдельно стоящих).

3.1.14.Оперативный анализ информации, поступающей с объектов для формирования следующих отчетов:


  • журналы замеров жидкости, нефти и газа (в объемных и массовых единицах);

  • журнал давлений измерительных установок;

  • журнал нулевых и отклонившихся замеров. Нулевые замеры по простаивающим скважинам должны быть исключены из перечня нулевых замеров. Отклонившиеся замеры по известным причинам (отключение электроэнергии, неправильный код ПСМ, сбои в работе аппаратуры КП) должны быть исключены из числа достоверных замеров;

  • журнал внутрисменных потерь;

  • перечень отклонившихся замеров по совместно работающим скважинам в один коллектор с пересчетом по жидкости и нефти на каждую работающую скважину;

  • журнал учета времени работы насосных агрегатов;

  • журнал откачки жидкости;

  • журнал давлений на выходе насосных агрегатов;

  • журнал работы БР, УДЭ;

  • журнал отработанного скважинами времени;

  • журнал пусков/остановов скважин;

  • журнал состояния связи;

  • журнал регистрируемых электрических параметров электродвигателей ЭЦН;

  • анализ работы скважин;

  • перечень отказов, отсортированный по объектам и по времени;

  • другие отчеты по требованию Заказчика.

3.1.15.Ежесуточное формирование (время настраивается диспетчером) отчета по отказам:


  • перечень отказов, отсортированный по объектам и по времени;

  • перечень АГЗУ, по которым нет замеров.

3.1.16.Окончательный перечень отчетов должен быть согласован Разработчиком (Поставщиком) системы с заинтересованными службами Заказчика. До передачи системы в опытную эксплуатацию экранные формы и отчеты должны быть согласованы с Заказчиком.

3.1.17.Формирование отчетов должно производиться по мере поступления информации с объектов, с выдачей на печать с возможностью включения и выключения по команде диспетчера пульта. Время печати должно быть программно-изменяемым.

3.1.18.На АРМ диспетчера для отображения текущей информации по замерам необходимо предусмотреть дополнительное окно (отделить данные по замерам от другой информации, поступающей с объектов), с возможностью оперативного просмотра диспетчером всех замеров в течение месяца;

3.1.19.Сигнализация на АРМ диспетчера при внеплановой остановке скважин.

3.1.20.Формирование и выдача аварийных сигналов, формирование и выдача команд в ручном и автоматическом режимах.

3.1.21.Быстрый поиск с помощью функциональной клавиши по объекту (по АГЗУ, скважине).

3.1.22.Автоматическое снятие с экрана компьютера сигнала «Стоп АГЗУ» после устранения отказа.

3.1.23.Автоматическое определение отключения фидеров.


3.2.Требования к структуре Системы телемеханики

3.2.1.АСУ ТП ЦДНГ-1 должна быть открыта с точки зрения наращивания ее информационной и функциональной мощностей.

3.2.2.Наращивание информационной мощности системы подразумевает включение в систему дополнительных объектов автоматизации с установкой и подключением соответствующих контроллеров.

3.2.3.Наращивание функциональной мощности АСУ ТП ЦДНГ-1 подразумевает возможность подключения дополнительных каналов управления технологическими объектами и/или подключение дополнительных датчиков к контроллерам в пределах технических возможностей установленных контроллеров, а также создание новых типов мнемосхем и отчетных документов на АРМ диспетчера.

3.2.4.Система должна быть открытой, с высокой степенью унификации проектных решений, предусматривающих возможность распространения текущих версий программного обеспечения контроллеров, сервера и АРМ диспетчера на другие объекты подобного типа.

3.2.5.Комплекс технических и программных средств телемеханики ЦДНГ-1 строится по трехуровневому принципу с периферийной и централизованной обработкой информации и включает в себя:


  • уровень технологической площадки - включает в себя средства и оборудование первичного преобразования (датчики, преобразователи, исполнительные механизмы);

  • уровень контроллерных шкафов - состоит из набора контроллерных модулей ввода/вывода, а также программируемого логического контроллера сбора и обработки информации, передатчика радиосигнала совместимого с существующим базовым приемопередатчиком Motorola Canopy PMP100. Оборудование должно иметь климатическое исполнение от 0 до +50 ºС и относительной влажности воздуха до 95% при t=35 ºС и более низких температурах без конденсации влаги и быть рассчитана на питание напряжением 180…280 В;

  • уровень диспетчерского пункта - это сервер системы телемеханики в стойке 19” и автоматизированное рабочее место диспетчера ЦДНГ. На АРМ диспетчера поступает информация с контроллеров всех технологических площадок, и выдаются команды дистанционного управления на все технологические площадки. Сервер и АРМ диспетчера  должны запитываться от источников бесперебойного питания типа.



Требования к контролируемым пунктам

3.3.Требования к КП куста

3.3.1.Размещение аппаратуры системы телемеханики в щитовых помещениях АГЗУ.

3.3.2.Шкафы или боксы в общепромышленном исполнении для размещения аппаратуры системы телемеханики в блоке местной автоматики куста.

3.3.3.Для организации резервного пункта управления, предусмотреть установку на шкафе кустового контроллера панель с функцией резервного управления.

3.3.4.Перечень объектов контроля и управления указан в п.3 данных технических требований.

3.3.5.Полный перечень контролируемых сигналов и сигналов управления КП согласовать с Заказчиком дополнительно. Фактический перечень контролируемых сигналов и сигналов управления определяется при проведении пуско-наладочных работ.






Требования к диагностике и надежности, к защите информации от несанкционированного доступа

Система должна обеспечивать непрерывное круглосуточное ведение контроля и управления технологическим процессом, сохранять возможность выполнения основных измерительных функций и функций управления при выходе из строя отдельных элементов и позволять производить их замену без отключения всей Системы.

Система должна обеспечивать диагностику ее технических средств в режиме нормальной работы с диспетчерского пульта.

В Системе должны быть предусмотрены средства защиты от несанкционированного доступа к оборудованию, что может привести к нарушениям контроля и управления технологическим процессом.

Система должна обеспечивать хранение полученной информации в течение времени, достаточного для устранения аварии за счет применения источников бесперебойного питания.

Необходимо выполнить разграничение прав доступа пользователей к информации через пяти уровневую систему паролей:


1 – Гость (просмотр технологических экранов, трендов, журнала событий);

2 – Оператор/Диспетчер (возможность 1-го уровня, квитирование сообщений, управление оборудованием и исполнительными механизмами с АРМ);

3 – Технолог/энергетик (возможность 2-го уровня, изменение уставок технологического процесса/параметров энергозащит соответственно);

4 – Специалист КИПиА (возможность 3-го уровня, доступ к рабочему столу Windows, запуск/останов программ);



5 – Администратор Системы (полный доступ к Системе, определение прав доступа, назначение паролей).

3.4.В Системе должны производиться:

регистрация пользователей по идентификатору и паролю;

протоколирование регистрации пользователей;

протоколирование всех пользовательских действий;

поддерживаться возможность доступа к системе отчетов через Web портал, с функциями защиты от несанкционированного доступа;

  • задание набора разрешённых для пользователя функций должно осуществляться инженером Заказчика с правами системного администратора.

3.5.В целях надежной защиты информации Системы необходимо обеспечить:

исключение несанкционированного доступа;

исключение возможности разрушения или останова в результате некорректных действий диспетчера;

обеспечение защиты информации в процессе работы, в том числе от «вирусных» программ;

ограничение доступа и возможностей изменения или модификации данных технологом-оператором;

ограничение доступа к выполнению инженерных функций;

ограничения на добавление, удаление, изменение, модификацию данных;

протоколирование событий с начала и до завершения работы диспетчера;

для организации передачи данных на Web-уровень технологическая сеть должна отделяться от сетей IT межсетевым экраном.

3.6.Должна быть полностью исключена возможность использования сервера Системы и АРМ диспетчера в качестве персонального компьютера для непроизводственных целей, выходящих за рамки инструкций оператора-технолога.

Срок службы Системы должен быть не менее 10 лет.

В течение указанного полного срока службы Системы допускается проведение ремонта путем замены отдельных блоков, узлов и деталей.




4.Требования по информационно-технологической безопасности к объектам АСУ ТП

4.1.Архитектура комплексной системы информационно-технологической безопасности АСУ ТП должна иметь следующие уровни:

4.1.1.Уровень физической безопасности - ограничение физического доступа к панелям управления, устройствам, кабелям;

4.1.2.Уровень сетевой безопасности, включающий сетевую инфраструктуру, межсетевые экраны, сенсоры систем обнаружения и предотвращения вторжений, интегрированные в сетевое оборудование (коммутаторы и маршрутизаторы, при их использовании). Уровень должен включать в себя следующие компоненты:

4.1.2.1.Демилитаризованную зону (ДМЗ) - буферную зону обеспечивающую разделение сегментов корпоративной и промышленной сети, безопасный и защищенный обмен данными между ними, а также использование общих сервисов. При этом трафик не может проходить напрямую из корпоративной сети в сеть АСУ ТП и наоборот, информационный обмен возможен только через ДМЗ;

4.1.2.2.Защиту внешнего периметра АСУ ТП, включающую средства межсетевого экранирования с поддержкой сенсоров систем обнаружения вторжений;

4.1.2.3.защиту внутреннего периметра, в которую входят листы контроля доступа (ACL) на сетевых устройствах, таких как коммутаторы и маршрутизаторы (при использовании в составе Системы сетевого оборудования), возможно также использование межсетевых экранов и систем обнаружения вторжений в режиме мониторинга;

4.1.2.4.защиту конечных устройств (при необходимости), назначение которой состоит в ограничении доступа, наложении запрета на несанкционированные подключения к ЛВС и контроль за изменениями;

4.1.2.5.сегментирование, которое используется для изоляции сетевых устройств по ролям с применением технологий виртуализации, таких как виртуальные ЛВС (VLAN), VRF, частные VLAN (PVLAN) (при использовании в составе Системы сетевого оборудования);

4.1.2.6.системы мониторинга сетевой активности, обеспечивающие сбор событий сетевого оборудования и устройств безопасности, анализ статистики Netflow для поиска аномалий (при использовании в составе Системы сетевого оборудования и устройств безопасности);

4.1.2.7.обеспечение удаленного доступа к компонентам АСУ ТП из корпоративной сети или удаленных площадок в соответствии с персональными правами доступа и политикой удаленного доступа.

4.1.3.Уровень безопасности рабочих станций и серверов. Включает в себя управление обновлениями ПО, антивирусное ПО, удаление неиспользуемых приложений, протоколов и сервисов, строгое разграничение прав доступа пользователей к ресурсам, мониторинг и контроль установки нового программного и аппаратного обеспечения.

4.1.4.Уровень безопасности приложений. Обеспечивает аутентификацию, авторизацию и аудит при доступе к приложениям.




5.Способы и средства связи между компонентами АСУ ТП

Способы и средства связи между компонентами системы АСУ ТП определяются взаимным расположением составляющих компонентов и их техническими характеристиками.

Соединение сигнальных цепей между датчиками и модулями ввода/вывода контроллерных шкафов, датчиками и вторичными приборами (модулями ввода/вывода, искробезопасными барьерами) выполняется в соответствии с требованиями рабочих чертежей проектной документации.

Подключение сетевого питания и составляющих комплекта АРМ-оператора между собой осуществляется стандартными сетевыми и соединительными кабелями, входящими в состав комплекта.




6.Режимы функционирования АСУ ТП

Система АСУ ТП может функционировать в следующих основных режимах:


  • дистанционный или автоматический (программный) – контроль с диспетчерского пульта, управление исполнительными механизмами, сбор контрольно-измерительной информации распределённого технологического процесса, сигнализация и выдача аварийных сообщений;

  • информационно-измерительный контроль - контроль с диспетчерского пульта, сбор информации, визуализация и документирование, выдача аварийных сообщений;

  • автономное состояние - обеспечение сохранности информации в контроллере, в течении необходимого времени, достаточного для устранения аварии, при пропадании питающего напряжения (автономное питание).



7.Размещение и монтаж компонентов системы

Монтаж системы телемеханики выполняется в соответствии с рабочей документацией и с учетом требований заводов-изготовителей приборов.

КП устанавливаемые вне помещений (в т.ч. вне блок-боксов) должны применяться в антивандальном исполнении.

КП устанавливаемые на открытых технологических площадках, должны применяться в климатическом исполнении на условиях эксплуатации объекта.

КП устанавливаемые на открытых технологических площадках и неприспособленные к эксплуатации в условиях низких температур окружающего воздуха, размещаются в утепленных обогреваемых шкафах или обогреваемых аппаратурных блоках.

Вторичные показывающие приборы, управляющая и сигнальная аппаратура объектов автоматизации вспомогательного назначения размещаются на щитах автоматики, расположенных по месту.



8.Требования к документации

Документация на Систему по содержанию должна соответствовать требованиям ГОСТов, входящих в "Систему технической документации на АСУ" и РД 50-34.698-90. Комплектность документации, обеспечивающей разработку, изготовление, приемку технических средств по ГОСТ 2.102. Комплектность эксплуатационной документации на эти средства - по ГОСТ 2.601.

Документация по программным средствам должна соответствовать по содержанию требованиям ГОСТов, входящих в систему программной документации. Комплектность документации на эти программные средства - по ГОСТ 19.101.

8.1.Разработчик (Поставщик) составляет и согласовывает с Заказчиком перечень контролируемых сигналов и сигналов управления.

Разработчик (Поставщик) разрабатывает и согласовывает с Заказчиком формы отчетных документов.

Разработчик (Поставщик) системы телемеханики ЦДНГ-1 должен предоставить заказчику:


  • паспорта и эксплуатационную документацию на поставляемые технические средства;

  • документацию рабочего проекта, включающую документацию по программному обеспечению, эксплуатационную документацию на систему телемеханики и её составные функционально законченные части (права на использование ПО должны принадлежать ООО «Соровскнефть»);

  • полные электрические схемы КП и Контроллера связи;

  • руководство по тестированию и ремонту КП;

  • комплект рабочей документации привязки в двух экземплярах;

  • программное обеспечение уровня контроллеров, сервера и АРМ диспетчера на машинных носителях.

Все отклонения от рабочей документации должны быть согласованы с Заказчиком и отражаться в исполнительной документации.




9.Требования к комплектации системы

Поставка Системы телемеханики должна осуществляться комплектно в соответствии с заказом.

В состав поставки должны входить:


  • основной комплект элементов системы;

  • ЗИП в количестве 10%;

  • техническая документация;

  • сервисное и наладочное оборудование (инженерная станция, комплект кабелей и переходников);

  • комплект ПО на машинных носителях.

Оборудование должно быть сертифицировано и иметь разрешение Ростехнадзора на применение.

Поставляемое ПО должно иметь соответствующие лицензии и/или иные документы подтверждающие законность использования ПО.




10.Порядок контроля и приемки системы

Ввод в действие разрабатываемой системы телемеханики осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 34.601-90 ЕСС АСУ "Автоматизированные системы. Стадии создания" и ГОСТ 34.603-92 ИНФОРМАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ. "Виды испытаний автоматизированных систем".

Разработчик (Поставщик) составляет и согласовывает с Заказчиком Программу заводских, предварительных и приемо-сдаточных испытаний Системы, а также опытной эксплуатации.

Для системы телемеханики устанавливаются следующие этапы испытаний на объекте:


  • предварительные испытания;

  • опытная эксплуатация;

  • приемочные (приемо-сдаточные) испытания.

Готовое к поставке микропроцессорное оборудование подвергается на базе Изготовителя заводским испытаниям в соответствии с Программой, согласованной с Заказчиком.

После выполнения пуско-наладочных работ проводятся предварительные испытания системы с целью определения работоспособности системы в реальных условиях функционирования и решения вопросов о возможности приемки системы в опытную эксплуатацию.

По результатам испытаний составляется «Протокол испытаний», в котором приводят заключение о возможности приемки системы в опытную эксплуатацию, а также перечень необходимых доработок и рекомендуемые сроки их выполнения.

Приемку системы в опытную эксплуатацию оформляют «Актом приемки в опытную эксплуатацию».

Продолжительность Опытной эксплуатации - не менее 30 дней. Во время Опытной эксплуатации Системы ведут Рабочий журнал, в который заносят:


  • сведения о продолжительности функционирования Системы;

  • сведения об отказах, сбоях, аварийных ситуациях;

  • сведения об изменениях параметров объекта автоматизации;

  • сведения о проведенных корректировках программного обеспечения и документации;

  • сведения о наладке технических средств.

По результатам опытной эксплуатации системы выносится заключение о возможности приемки системы в промышленную эксплуатацию (после приемочных испытаний).

Приемочные испытания проводятся комиссией, назначаемой приказом по предприятию Заказчика.

По результатам приемочных испытаний, комиссия составляет протокол испытаний и акт о вводе системы в опытную эксплуатацию. Ввод в эксплуатацию Системы телемеханики осуществляются приказом по предприятию Заказчика.

10.1.Лицензионные ключи на применяемое в Системе программное обеспечение должны быть по акту переданы Заказчику до приемки Системы в промышленную эксплуатацию.

11.Требования к составу и содержанию работ по подготовке объектов телемеханизации к вводу Системы в действие.

Срок гарантийного обслуживания всего комплекса оборудования и программного обеспечения составляет не менее двух лет с даты подписания акта о вводе системы в промышленную эксплуатацию. Под гарантийным обслуживанием программного обеспечения подразумевается выполнение следующих работ:


  • устранение выявленных сбоев в работе программного обеспечения и неисправностей в работе оборудования в ходе опытной и промышленной эксплуатации Системы;

  • доработка существующих форм отчетности, форм печати отчетов.

Проведение обучения диспетчеров работе с ПО «АРМ диспетчера» согласно разработанным инструкциям и руководству пользователя, с составлением ведомости приема экзаменов.

Проведение обучения специалистов КИП работе с ПО.




12.Требования к видам обеспечения

12.1.Требования к информационному обеспечению

12.1.1.Информационное обеспечение АСУ ТП ЦДНГ-1 представляет собой всю совокупность исходных данных, необходимых для устойчивого и эффективного функционирования системы.

12.1.2.Информационное обеспечение уровня контроллеров, сервера и АРМ диспетчера должно включать:


  • таблицу подключения датчиков и исполнительных механизмов к клеммам контроллеров;

  • формулы градуировки и градуировочные коэффициенты аналоговых и импульсных переменных;

  • значения уставок для определения аварийных и предаварийных ситуаций по значениям аналоговых переменных.

12.1.3.Информационное обеспечение уровня контроллеров, сервера и АРМ диспетчера должно быть по акту передано.


12.2.Требования к математическому обеспечению

12.2.1.Математическое обеспечение АСУ ТП ЦДНГ-1 состоит из алгоритмов аварийной защиты оборудования технологических объектов и первичных расчетов, которые должны быть реализованы на уровне контроллеров.

12.2.2.Математическое обеспечение должно быть уточнено и согласовано с Заказчиком при проведении пуско-наладочных работ.

12.2.3.Математическое обеспечение передается Заказчику в составе исполнительной документации.




12.3.Требования к лингвистическому обеспечению


Основным языком АСУ ТП ЦДНГ-1 является русский, на котором организуется диалог с диспетчером, выводятся мнемосхемы и отчетные документы, а также выдаются сообщения АСУ ТП ЦДНГ-1. Системные сообщения компьютерных программ могут выводиться на английском языке. Появление сообщений на других языках недопустимо.

12.4.Требования к программному обеспечению

12.4.1.Все разрабатываемое для Системы программное обеспечение должно быть открытым и разрабатываться на стандартных, широко распространенных языках программирования.

12.4.2.Форматы базы данных, применяемые на ДП (сервере сбора данных РТМ) должны быть согласованы с Заказчиком.

12.4.3.БД должна обеспечивать необходимую оперативность доступа к данным, иметь средства резервного копирования и восстановления данных. БД должна быть открытой и иметь документированное описание ее структуры. Структура БД должна обеспечивать оптимальную производительность сервера.




izumzum.ru