Модернизация Автоматизированной системы управления групповой замерной установки Западно-Могутлорского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра ИКСУ

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой

д-р техн. наук, проф._______________ А.М. Малышенко

ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

Студенту гр. З-8231 Андрею Николаевичу Хорошкину.

1. Тема выпускной квалификационной работы «Модернизация Автоматизированной системы управления групповой замерной установки Западно-Могутлорского месторождения» утверждена приказом ректора (распоряжением декана) от 29 апреля 2009г. 28/С

2. Срок сдачи студентом готовой работы: 23 июня 2009 года.

3. Исходные данные к работе: объект - ГЗУ Западно-Могутлорского месторождения, технологический регламент.

4. Содержание текстового документа (перечень подлежащих разработке вопросов): обследование объекта, составление технического задания, подбор оборудования, разработка структурной и функциональной схем АСУ, расчет надежности системы, технико-экономическое обоснование, безопасность труда, экология.

5. Перечень графического материала

5.1 Технологическая схема.

5.2 Функциональная схема .

5.3 Схема внешних проводок

5.4 Структурная схема.

6. Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

6.1 По организационно-экономическим вопросам -

ст. преподаватель И.Г. Видяев.

6.2 По безопасности и экологичности - доцент к.т.н. М.В. Василевский.

6.3 По теории надежности - доцент к.т.н. В.Н. Шкляр

6.4 Нормоконтроль - доцент к.т.н. Е.И. Громаков

7. Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы: 09 марта 2009г.

Руководитель ______________ Н.М. Семенов

Задание принял к исполнению _____________ А.Н. Хорошкин

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит 105 страницы машинописного текста, 22 таблицу, 12 рисунков, список использованных источников 37 наименований, 8 приложений, 3 листа графического материала.

ПРОЕКТ, ГРУППОВАЯ ЗАМЕРНАЯ УСТАНОВКА, ДЕБИТ НЕФТИ, ТЕМПЕРАТУРА, ДАВЛЕНИЕ, РАСХОД, ДАТЧИКИ, ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ, АВТОМАТИЗИРОВАННОЕ РАБОЧЕЕ МЕСТО, МНЕМОСХЕМА, SCADA - TRACE MODE.

Объектом исследования является установка предварительной подготовки нефти.

Цель работы - разработка интегрированной системы управления ГЗУ с использованием программируемого логического контроллера, на основе выбранной SCADA системы.

В данном проекте была разработана система контроля и управления технологическим процессом на базе PC-совместимом промышленном контроллере MicroLogix 1500, с применением SCADA - системы TRACE MODE.

Разработанная система может применяться в системах контроля и управления и сбора данных на различных промышленных предприятиях. Данная система позволит сократить число аварий, увеличить производительность, повысить точность и надежность измерений.

Оглавление

Введение

1. Техническое задание

1.1 Назначение и цели создания системы автоматизации

1.2 Требования к системе.

1.3 Состав и содержание работ по созданию системы и требования к документированию

2. Описание системы автоматизации

2.1 Описание технологического процесса

2.2 Назначение основных частей установки

2.3 Техническая характеристика установки типа «Спутник»

3. Анализ исходного состояния АГЗУ

3.1 Обследование объекта и определение состояния АСУ

3.2 Техническое решение проблемы автоматизации

4. Техническое обеспечение

4.1 Счетчик газа турбинный АГАТ-1М

4.2 Датчики температуры

4.3 Датчики давления

4.4 Газосигнализатор модульный в комплекте ГСМ-05

4.5 Датчик расхода ТОР-1-50

4.6 Контроллер DirectLogic D06

4.7 Контроллер MicroLogix 1500

4.8 Радиомодем Невод-5

4.9 Направленная антенна АН5-433

5. Разработка АСУ ТП ГЗУ

5.1 Структурная схема куста №102 Западно-Могутлорского месторождения

5.2 Функциональная схема автоматизации

5.3 Блок-схема алгоритма работы замерной установки

5.4 Пакет TRACE MODE

5.5 Описание программного пакета RSLogix 500

5.6 Протокол Modbus RTU

5.7 Шкаф кустовой автоматизации

6. Оценка влияния модернизации системы управления на ее надежность

7. Технико-экономическое обоснование

7.1 Организация и планирование работ по разработке темы проекта

7.1.1 Продолжительность этапов работ

7.1.2 Техническая готовность темы

7.1.3 Календарный план-график

7.2 Расчет сметы затрат на создание АСУ ТП

7.2.1 Расчет затрат на материалы

7.2.2 Расчет заработной платы

7.2.3 Расчет отчислений от заработной платы

7.2.4 Расчет затрат на электроэнергию

7.2.5 Расчет амортизационных расходов

7.2.6 Расчет прочих расходов

7.2.7 Расчет общей себестоимости разработки

7.3 Оценка научно-технического уровня

7.4 Расчёт показателей экономической эффективности проекта

8. Производственная и экологическая безопасность

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

8.2 Обоснование и разработка мероприятий по снижению уровней опасного и вредного воздействия и устранению их влияния на работающих

8.2.1 Микроклимат

8.2.2 Освещенность

8.2.3 Шум

8.2.4 Электромагнитное и ионизирующее излучения

8.2.5 Рабочее место и техника безопасности

8.2.6 Электробезопасность

8.2.7 Пожарная безопасность

8.3 Экологическая безопасность

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Д

Приложение Е

Приложение Ж

Приложение З

Приложение И

Обозначения и сокращения

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

ГЗУ - групповая замерная установка

ИУС - информационно-управляющая система

ИМ - исполнительный механизм

ПТК - программно-технический комплекс

ПЛК - промышленный логический контроллер

ПСМ - переключатель скважин многоходовой

ГП - гидропривод

ГЖС - газожидкостная смесь

ДНС - дожимная насосная станция

УСО - устройство сопрежения с оборудованием

АРМ - автоматизированное рабочее место

ПК - персональный компьютер

ПО - программное обеспечение

ДС - диспетчерская станция

БД - база данных

Введение

Специфика современного рынка нефтегазодобывающего комплекса, природно-климатические условия и социальная инфраструктура районов добычи заставляют непрерывно искать пути повышения рентабельности производства, совершенствования процесса управления и планирования. При этом в самом общем случае, основными способами увеличения эффективности предприятий являются оптимизация и модернизация производства, снижение производственных потерь и технологического расхода энергоносителей, увеличение достоверности и скорости получения информации, необходимой для принятия управленческих решений.

Эффективное управление сложным в организационно-экономическом отношении предприятием требует внедрения новых информационных технологий и кардинального улучшения информационного обеспечения управленческой деятельности. При этом должны создаваться корпоративные информационные системы, в которых оперативно отражаются результаты производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

Автоматизация технологических процессов и автоматизированное управление являются сегодня одним из основных путей достижения следующих долговременных целей:

· эффективности всех технологических процессов основного и вспомогательного производства;

· преимущественной ориентации на безлюдные энергосберегающие технологии;

· безопасности технологических процессов и обслуживающего персонала;

· выполнение требований по защите окружающей среды.

Сегодня произошли существенные изменения в отрасли нефтедобычи, вызвавшие дальнейшее совершенствование концептуальных основ автоматизации.

Среди них следует отметить:

· использование распределенных систем управления на базе микропроцессорных программируемых логических контроллеров, промышленных компьютеров и передового программного обеспечения SCADA-систем;

· измерение и учет движения нефти должно иметь наивысший приоритет по своей значимости и должно проводиться преимущественно массовыми методами;

· интеграция систем автоматизации с системами оперативно-диспетчерского управления производством и административно-хозяйственного управления предприятием.

Цель выпускной квалификационной работы, модернизация ГЗУ с использованием программируемого логического контроллера, на основе SCADA системы TraceMode 6.

1. Техническое задание

1.1 Назначение и цели создания системы автоматизации

Настоящее техническое задание описывает задачу создания автоматизированной системы управления технологическими процессами Групповой замерной установки (ГЗУ).

Основанием для выполнения работ по теме является задание на выполнение выпускной квалификационной работы по созданию АСУ ТП ГЗУ.

Сроки проведения работ: 01.03.2009г. - 01.07.2009 г.

Проект оформляется в виде набора проектной документации.

АСУ ТП ГЗУ предназначена для:

· Автоматического переключения скважины на замер;

· Измерение дебита добываемой нефти и газа;

· Передача измеренных параметров диспетчеру.

1.2 Требования к системе

Требования к системе в целом.

Информационно-управляющая система АГЗУ должна проектироваться как открытая иерархическая распределенная система с использованием стандартных протоколов межуровневого обмена.

Выбор структуры ИУС, фирмы-поставщика ПТК системы, датчиков и ИМ должен осуществляться на альтернативной основе и иметь технико-экономическое обоснование.

ПТК как зарубежного, так и отечественного производства должны иметь сертификаты Госстандарта РФ и, как правило, опыт использования на аналогичных объектах.

Система должна предусматривать возможность автономной работы ПТК на различных уровнях.

Любые отключения каналов контроля параметров, определяющих взрывоопасность объекта, или изменение параметров системы защиты должны фиксироваться системой.

Должна быть предусмотрена возможность аварийной остановки технологического процесса по физическим каналам.

На всех уровнях системы должна быть обеспечена защита от несанкционированного доступа к ее функциям и информации с помощью паролей, определяющих права доступа, ключей или других способов.

Требования к видам обеспечения системы.

Требования к техническому обеспечению.

Оборудование, устанавливаемое на открытых площадках, в зависимости от зоны расположения объекта должно быть устойчивым к воздействию температур от минус 50°С до плюс 50°С и влажности не менее 80% при температуре 35°С.

ПТК ИУС должен допускать возможность наращивания, модернизации и развития системы, а при сдаче в эксплуатацию иметь резерв по каналам ввода/вывода не менее 20 %.

Датчики, используемые в системе, должны отвечать требованиям взрывобезопасности. При выборе датчиков следует использовать аппаратуру с искробезопасными цепями. Чувствительные элементы датчиков, соприкасающиеся с сероводородсодержащей или другой агрессивной средой, должны быть выполнены из коррозионностойких материалов либо для их защиты необходимо использовать разделители сред.

Контроллеры должны иметь модульную архитектуру, позволяющую свободную компоновку каналов ввода/вывода. При необходимости ввода сигналов с датчиков, находящихся во взрывоопасной среде, допускается использовать как модули с искробезопасными входными цепями, так и внешние барьеры искробезопасности, размещаемые в отдельном конструктиве.

ПТК ИУС и средства измерения должны иметь сертификаты Госстандарта РФ и разрешение на применение, выдаваемое Госгортехнадзором.

Исполнительные механизмы (ИМ) дополнительно должны иметь ручной привод и указатели крайних положений, устанавливаемые непосредственно на самих ИМ, а также устройства для ввода этой информации в систему с целью сигнализации состояния ИМ.

Системное ПО должно обеспечивать выполнение всех функций ИУС. На первом уровне это должна быть операционная система реального времени, временные характеристики и коммуникационные (сетевые) возможности которой удовлетворяют требованиям конкретного применения.

На втором и третьем уровнях это должна быть сетевая операционная система с развитыми средствами поддержки баз данных реального времени и графического интерфейса пользователя. Операционные системы всех уровней ИУС должны иметь стандартные открытые сетевые протоколы обмена данными.

Инструментальное ПО должно обеспечивать выполнение функций конфигурирования (настройки) базового прикладного ПО и создание специального прикладного ПО.

Набор функций конфигурирования в общем случае должен включать в себя:

· создание и ведение базы данных конфигурации (БДК) по входным/выходным сигналам;

· конфигурирование алгоритмов управления, регулирования и защиты с использованием стандартных функциональных блоков;

· создание мнемосхем (видеокадров) для визуализации состояния технологических объектов;

· конфигурирование отчетных документов (рапортов, протоколов);

· конфигурирование трендов истории параметров;

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных функций соответствующего уровня ИУС (опрос, измерение, фильтрация, визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение нестандартных функций соответствующего уровня ИУС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.).

Требования к лингвистическому обеспечению

Все сообщения и запросы, выдаваемые системой оператору, надписи на видеокадрах должны производиться на русском языке.

Вся документация на систему, включая отдельные пакеты программ, должна быть на русском языке

Требования к метрологическому обеспечению

Метрологическое обеспечение должно охватывать все стадии создания системы, а также ее эксплуатацию. На стадии внедрения должна производиться метрологическая аттестация измерительных каналов системы и метрологических характеристик в целом в соответствии с ГОСТ 8009-85. В процессе эксплуатации должна производиться периодическая поверка измерительных каналов системы и метрологических характеристик в целом.

В измерительные каналы системы входят следующие компоненты: датчики, преобразователи, устройства связи с объектом (контроллеры), линии связи, программное обеспечение. В состав системы разрешается включать вышеуказанные компоненты, прошедшие Государственную поверку на соответствие действующей на них нормативно-технической документации, утвержденной Госстандартом России, и имеющей в паспортах (формулярах) отметки о допуске к применению. Все компоненты измерительного канала должны быть зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений и допущены к применению в Российской Федерации.

Организацию проведения метрологической аттестации должен осуществлять Заказчик с привлечением, при необходимости, предприятий, выпускающих аттестуемые компоненты системы.

Основными документами, определяющими требования к порядку и содержанию работ по метрологической аттестации и поверке системы, должны являться программа и методика метрологической аттестации, методика поверки, а также методика расчета погрешностей, утвержденные федеральным или региональным органами Госстандарта.

Требования к надежности

Надежность выполнения основных функций системы должна удовлетворять следующим требованиям:

1) средняя наработка на отказ: не менее 3000 часов;

2) средний срок службы: не менее 10 лет;

3) периодичность обслуживания: не менее 1 месяца.

Под отказом системы понимается:

• для информационных функций - прекращение сбора и выдачи информации оперативному персоналу;

• для управляющих функций - прекращение формирования команд управления, выдача ложных команд;

• для функций противоаварийной защиты - отсутствие команд защиты при наступлении аварийной ситуации или выдача команды защиты при ее отсутствии.

Требования к электропитанию и электрозащите

Питание ПТК ИУС на всех уровнях должно соответствовать требованиям правил устройств электроустановок ПУЭ и использовать подключение к сети электропитания по схеме "звезда" и к общей сети заземления.

Элементы ПТК должны сохранять работоспособность при следующих параметрах питающей сети:

напряжение: 220 В + 10% - 15%;

частота: 50 Гц + 1% - 1 %.

Переход с основного источника питания на резервный и обратно должен осуществляться автоматически без потери работоспособности системы.

ПТК ИУС должны отвечать требованиям безопасности. Внешние элементы приборов, находящихся под напряжением, должны иметь защитное заземление [1].

1.3 Состав и содержание работ по созданию системы и требования к документированию

В процессе создания АСУ ТП ГЗУ необходимо обеспечить следующие уровни автоматизации системы:

Нижний уровень: датчики температуры, датчики избыточного давления, сигнализатор загазованности, датчики расхода, ИМ.

Средний уровень: ПТК, ПЛК.

В рамках выполнения задания в данной ВКР будут рассмотрены следующие проектные решения:

· общее описание автоматизированной системы управления ГЗУ;

· разработано технического обеспечения;

· разработан алгоритм системы управления ГЗУ.

2. Описание системы автоматизации

2.1 Описание технологического процесса

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин в зависимости от модификации и позволяют осуществлять следующие операции: замерять дебит скважины, отделять газ от жидкости и замерять его объем, передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.

В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник».

Установки состоят из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Технологическая схема (Приложение А) внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 8 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.

Переключатель скважин многоходовой (ПСМ) представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую установку. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.

Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.

Жидкость накапливается в сепараторе. Поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку на газовой линии, и давление в сепараторе начинает повышаться. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08-0,12МПа клапан регулятора расхода открывается, и жидкость под избыточным давлением выдавливается в общий трубопровод. При перепаде давления в пределах 0,02 - 0,03 МПа клапан регулятора расхода закрывается.

Продолжительность истечения жидкости через счетчики зависит от количества поступающей продукции со скважины. При понижении уровня жидкости ниже половины диаметра нижней емкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления газа в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости. Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жидкость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направляется в общий трубопровод. Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Счетчик ТОР выдает импульсы на блок управления и индикации (БУИ-1), где они регистрируются электромагнитными счетчиками.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ-1. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода гп-1м и в системе гидравлического управления повышается давление. Привод ПСМ под воздействием давления ГП перемещает поворотный патрубок ПСМ и на измерение подключается следующая скважина.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий.

При работе устройства регулирования расхода в зависимости от уровня жидкости в сепараторе могут наблюдаться следующие положения заслонки и регулятора расхода:

1. Заслонка и клапан регулятора расхода закрыты. При этом положении уровень жидкости в сепараторе высокий, идет дополнительное накопление жидкости и создание избыточного давления внутри сепаратора.

2. Заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт. При этом положении уровень жидкости в сепараторе также высокий.

В технологическом блоке имеется освещение, обогреватели, естественная вентиляция. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании по периметру рамы крепятся панели укрытия.

Укрытие блока отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизоляционными свойствами.

Укрытие обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала.

Конструктивно блок аппаратурный выполнен аналогично технологическому блоку.

Внутри блока аппаратурного на стойке расположены приборы управления и измерения.

Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных насосных станций (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.

2.2 Назначение основных частей установки

замерный установка месторождение газосигнализатор

Емкость сепарационная

Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчик ТОР 1-50. Конструктивно сепарационная емкость состоит из гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной емкости и нижней емкости накопителя. Внутри емкостей имеются перегородки, направляющие полки и сетка для улавливания инородных предметов.

Для периодического удаления накопившейся грязи в нижней части имеются два отвода.

Пропарка и продувка грязи производится через отвод в общий трубопровод.

Заслонка.

Заслонка предназначена для создания заданного перепада давления между сепарационной емкостью и общим трубопроводом.

Регулятор расхода.

Регулятор расхода предназначен для обеспечения расхода жидкости через счетчик жидкости.

Задвижки и краны.

Задвижки и краны предназначены для использования в качестве запорной арматуры.

Счетчик турбинный ТОР1-50.

Счетчик турбинный ТОР1-50 предназначен для измерения количества жидкости ,поступающей со скважины.

Обогреватель электрический взрывозащищенный ОВЭ-4.

Обогреватель электрический взрывозащищенный ОВЭ-4 предназначен для отопления технологического блока и взрывоопасных помещений.

Регулятор температуры взрывозащищенный ТУДЭ -8М1.

Предназначены для регулирования температуры жидких и газообразных сред в системах автоматического контроля и регулирования при статическом давлении до 6,4 МПа. Применяются во всех отраслях промышленности.

Переключатель скважин многоходовой ПСМ.

Переключатель скважин многоходовой ПСМ предназначен для автоматической и ручной установки скважин на измерение.

Привод гидравлический ГП-1М.

Привод гидравлический ГП-1М предназначен для создания гидравлического давления в силовых цилиндрах исполнительных механизмов ПСМ.

Блок управления и индикации БУИ-1.

Блок БУИ-1 предназначен для использования в составе замерно-переключающих установок типа «Спутник». В составе установки «Спутник» блок БУИ-1 взаимодействует с элементами гидропривода (ГП), переключателем скважин многоходовым (ПСМ) и счетчиком жидкости ТОР-1-50.

2.3 Техническая характеристика установки типа «Спутник»

Заводские технические характеристики групповой замерной установки приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - технические характеристики Спутник АМ40-8-400

НАИМЕНОВАНИЕ ПАРАМЕТРА	СПУТНИК АМ40 - 8 - 400
Габаритные размеры (м): длина ширина высота	6,35 3,20 2,81
Масса (кг)	7600 5 %
Количество подключаемых скважин (шт)	8
Рабочее давление (МПа)	4
Питание пневматических цепей: давление газа (МПа)	4
Характеристики рабочей среды: давление (МПа) температура ( 0С )	4 от -5 до + 70
Питание электрических цепей: род тока напряжение (В) частота (Гц) потребляемая мощность (кВт)	переменный 380 / 220 50 1 10
Климатические условия: температура окружающего воздуха ( 0С ) относительная влажность (%)	от -50 до +50 80
Исполнение приборов	взрывозащищенное
Класс помещения	В-Iа
Категория взрывоопасной смеси	ПА
Группа взрывоопасной смеси	Т3

3. Анализ исходного состояния АГЗУ

3.1 Обследование объекта и определение состояния АСУ

Установка введена в действие в 1993 году. За время эксплуатации проводилось обновление отдельных измерительных приборов.

На данный момент автоматизированная система установки состоит из:

· счетчика жидкости ТОР-1-50;

· блок управления и индикации БУИ-1 (рисунок 3.1);

· технических манометров МП4-У;

· датчиков регулятор температуры ТУДЭ -8М1;

Рисунок 3.1 - Блок управления и индикации БУИ-1

Блок БУИ-1 предназначен для использования в составе замерно-переключающих установок типа «Спутник».

Совместно с другими приборами и агрегатами, входящими в состав установки «Спутник», блок БУИ-1 обеспечивает:

· автоматическое управление переключателем скважин на замер по собственной (местной) программе;

· автоматический пропуск заведомо неработающих скважин с переключением на очередную скважину;

· регистрацию объема жидкости с отдельной скважины индивидуальными счетчиками;

· сигнализацию о номере скважины, подключенной на замер.

В составе установки «Спутник» блок БУИ-1 взаимодействует с элементами гидропривода ГП, переключателем скважин многоходовым (ПСМ), электроконтактным манометром и счетчиком жидкости ТОР-1-50.

Основным недостатком системы является следующие:

1. Невозможность управлять технологическим процессом АГЗУ с диспетчерского пункта;

2. Отсутствие диспетчерского контроля за технологическими параметрами;

3. Отсутствие технической возможности передачи данных на верхний уровень;

4. Ручная установка режима работы;

3.2 Техническое решение проблемы автоматизации

В связи с непрерывностью технологического процесса на групповой замерной установке нефти необходимо предусмотреть систему контроля, сигнализации и автоматического управления технологическим процессом. Система сигнализации и контроля должна обеспечивать безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров.

В целях повышения оперативности управления и качества ведения технологических режимов, улучшения характеристик технологических процессов и технологического оборудования, сокращения времени простоев оборудования и достижения его оптимальной нагрузки, сокращения числа остановок и аварий технологического оборудования, снижения затрат, повышения производительности и улучшения условий труда целесообразно:

· установить счетчик газа Агат-2;

· установить датчики температуры ТСМУ Метран в сепараторе ГЗУ;

· установить датчики давления Метран-150-ДИ-Ех в сепараторе ГЗУ;

· установить датчики давления Метран-150-ДИ-Ех в коллекторе ГЗУ;

· установить газосигнализатор ГСМ-05;

· организовать радиосвязь БМА с диспетчерским пунктом;

· заменить БУИ-1 на контроллер;

4. Техническое обеспечение

4.1 Счетчик газа турбинный АГАТ-1М

Счетчики газа турбинные АГАТ-1М (рисунок 4.1) предназначены для измерения объема попутного, природного газа и воздуха в составе групповых замерных установок типа «СПУТНИК».

Рисунок 4.1 - Счетчики газа турбинные АГАТ-1М

Состав счетчика:

· турбинный преобразователь расхода ТПР;

· датчик магнитоиндукционный НОРД-И2У-04

· блок электронный НОРД-Э3М или блок обработки

Измеряемая среда - газ со следующими параметрами:

· температура, °С +5 -+80

· рабочее давление, МПа 0,2 - 6,3

· содержание сероводорода по объему, % до 3

Условия эксплуатации:

а) температура окружающей среды, °С:

· преобразователя расхода и от минус 50 до +50

· блока НОРД-Э3М от +5 до +40

б) относительная влажность воздуха, не более:

· преобразователя расхода и датчика, при температуре +35°С, % 95

· блока НОРД-Э3М, при температуре + 30°С, % 95

Технические характеристики

Предел относительной погрешности счетчика в диапазоне расхода (20-100)% от максимального при поверке на воздухе, %, не более ± 4

Предел относительной погрешности преобразователя расхода в диапазоне расхода (20-100)% от максимального при поверке на воздухе, % не более ±3,9

Предел относительной погрешности блока НОРД-Э3М при нижнем пределе измерения счетчиком объема газа, %., не более ± 0,01

Потеря давления в преобразователе расхода при максимальном

рабочем расходе, МПа, не более0,05

Потребляемая мощность счетчика, ВА, не более 30

Габаритные размеры, мм , не более:

· магнитоиндукционный датчик НОРД-И2У 101,5х70х96;

· блок электронный НОРД-Э3М 202х114х78.

Масса, кг, не более

· магнитоиндукционный датчик 1,9;

· блок электронный НОРД-Э3М 0,8.

4.2 Датчики температуры

Рисунок 4.2 - Датчики температуры «ТСМУ Метран-274МП-Ех».

Датчики (рисунок 4.2) предназначены для измерения температуры нейтральных и агрессивных сред, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Чувствительный элемент первичного преобразователя и встроенный в головку датчика измерительный преобразователь преобразуют измеряемую температуру в унифицированный выходной сигнал постоянного тока, что даёт возможность построения АСУТП без применения дополнительных нормирующих преобразователей.

Технические характеристики:

1) Выходной сигнал: 4-20 мА.

2) Предел допускаемой основной погрешности: 0.25, 0.5%.

3) Линейная зависимость выходного сигнала от температуры.

4) Напряжение питания: 18-42 В.

5) Диапазон измерения: -50-180°С для Метран 274 и -50-850°С для Метран 276.

6) Вероятность безотказной работы ТП за 2000ч: не менее 0,8.

7) Средний срок службы: не менее 2 лет.

4.3 Датчики давления

Рисунок 4.3 - Датчик избыточного давления Метран 150 ДИ-Ех

Интеллектуальные датчики давления серии Метран-150-ДИ-Ех (рисунок 4.3) предназначены для измерения и непрерывного преобразования избыточного давления в унифицированный аналоговый токовый сигнал и/или цифровой сигнал в стандарте протокола HART, или цифровой сигнал на базе интерфейса RS485.

Технические характеристики:

Измеряемые среды: жидкости (в т.ч. нефтепродукты), пар, газ (в т.ч. газообразный кислород и кислородосодержащие газовые смеси).

Диапазоны измеряемых давлений:

· минимальный 0-0,04 кПа;

· максимальный 0-100 МПа.

Основная погрешность измерений до ±0,1% от диапазона.

Диапазон перенастроек пределов измерений до 25:1.

Наличие исполнений:

· взрывозащищенное (Ех);

· кислородное.

Встроенный фильтр радиопомех.

Внешняя кнопка установки "нуля".

Непрерывная самодиагностика.

Межповерочный интервал - 3 года.

Гарантийный срок эксплуатации - 3 года.

4.4 Газосигнализатор модульный в комплекте ГСМ-05

Газосигнализатор ГСМ-05 (рисунок 4.4) предназначен для непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций горючих газов, паров легковоспламеняющихся жидкостей и их смесей категории IIA, IIB, IIC групп Т1, Т2, Т3, Т4 во взрывоопасных зонах помещений всех классов и наружных установках и открытых пространствах термохимическим и полупроводниковым способом в диапазоне температур контролируемой среды от -60 °С до +50 °С.

Рисунок 4.4 - Газосигнализатор ГСМ-05

ГСМ-05 предназначен для применения на опасных промышленных объектах, в качестве устройства, обеспечивающего измерение загазованности взрывоопасных газов и смесей.

Газосигнализатор ГСМ-05 является автоматическим прибором, состоящим из блока сигнализатора и блока детекторного.

Газосигнализатор обеспечивает формирование аналогового сигнала (4 - 20) мА, пропорционально значению газовой концентрации в % НКПР. Величина нагрузки, подключаемой к токовому выходу блока сигнализатора не более 300 Ом.

Управляющие цепи обеспечивают блокировку питания оборудования при отключенном сигнализаторе или функцию выдачи сигнала во внешнюю цепь о состоянии сигнализатора, а также включение аварийной вентиляции при достижении сигнальных концентраций ("Порог 1", "Порог 2").

Газосигнализатор ГСМ обеспечивает выход на локальную вычислительную сеть (ЛВС) АСУ ТП или систему телемеханики посредством интерфейса RS-485 с гальванической развязкой и RS232 (переключается программно) и поддерживает протокол Modbus RTU (SLAVE) для передачи информации о газовой концентрации, состояний сигнализации "Порог 1", "Порог 2", диагностической информации. Скорость передачи данных: 0-4800, 1-9600, 2-19200, 3-38400, 4-57600, 5-115200 бод.

Газосигнализатор работает с блоками детекторными как с конвекционной подачей среды, так и с принудительной подачей. ГСМ-05 с принудительной подачей контролируемой среды работоспособны при изменении давления в линии сжатого воздуха от 0,25 до 0,6 МПа.

Газосигнализатор обеспечивает световую сигнализацию о достижении предельных концентраций и цифровую индикацию значения концентрации и порогов 1, 2.

Газосигнализатор обеспечивает самодиагностику измерительных каналов, сохранность калибровочных данных.

Питание газосигнализатора осуществляется от сети общего назначения напряжением от 110 до 240 В в частности от 49 до 51 Гц согласно ГОСТ 13109-97, Потребляемая мощность, не более 10 Вт.

Газосигнализатор не является источником опасных и вредных производственных факторов, в том числе выделений вредных веществ, загрязняющих воздух выше норм, установленных ГОСТ 12.1.005-88

Блок детекторный (БД) предназначен для измерения теплового эффекта от окисления горючих газов на каталически активном элементе и передачи информации на блок сигнализатора для дальнейшего ее преобразования.

Блок сигнализатора (БС) осуществляет питание БД постоянным током, преобразование сигналов с БД в цифровые коды, его логическую обработку в соответствии с заложенными алгоритмами и обеспечивает формирование:

· аналогового сигнала (4 - 20) мА, пропорционального % НКПР;

· сигналов, о достижении сигнальных концентраций "Порог 1", "Порог 2";

· сигнала "Отказ", в случае обрыва или выхода из строя БД, или наличия внутренней неисправности;

· данных, о текущем уровне содержания горючих газов в воздухе % НКПР, диагностики состояния основных узлов БС и передаче их по последовательному каналу в локальную вычислительную сеть.

4.5 Датчик расхода ТОР-1-50

Обозначение на функциональной схеме FIQT (Приложение Б) - прибор для измерения расхода, показывающий, с дистанционной передачей показаний, установленный по месту.

ТОР-1-50 - турбинный счетчик жидкости, предназначенный для измерения количества жидкости, поступающей со скважины. Информация со счётчика ТОР поступает на дискретный блок ввода-вывода ПЛК 1769-IQ16.

Технические характеристики ТОР1-50 приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - технические характеристики ТОР1-50.

Диаметр условного прохода, Д,, мм	50
Пропускная способность, м3/ч	от 6 до 30
Питание электрических цепей
Род тока	Постоянный
Напряжение датчика эл/магнитного, В, не менее	6±10%
Габаритные размеры, мм , не более	320x177x415
Характеристика рабочей среды
температура, °С в пределах	От +5 до +70
содержание парафина объемное,%, не более	10
вязкость, м2/с, в пределах	От 1х10-6 до 120х10-6
содержание сернистых соединений по весу, %	3
содержание механических примесей, мг/л, не более	3000
размер частиц механических примесей, мм, не более	5
Температура окружающего воздуха. "С. в пределах	От -50 до +50
Удельная материалоемкость, кг/м3/с	2374

4.6 Контроллер DirectLogic D06

МикроПЛК DirectLogic D06 (рисунок 4.5) разработаны, чтобы соответствовать большему количеству применений, чем любое другое семейство ПЛК в их классе. Их можно использовать для систем управления, вплоть до 100 каналов ввода/вывода как для дискретных, так и для непрерывных процессов.

DirectLogic D06 имеет 36 встроенных каналов дискретного входа/выхода (20 входов/16 выходов), четыре слота для установки дополнительных модулей до 24 аналоговых или до 64 дискретных каналов ввода/вывода. Он имеет также встроенный высокоскоростной счетчик, импульсный вывод, связь по интерфейсам RS232/422/485 и протоколам Modbus RTU ведущий/ведомый или ASCII In/Out, 8 контуров ПИД-регулирования и другие возможности.

Дискретное управление:

· ввод/вывод переменного и постоянного тока, по схеме источник или потребитель, релейные выходы;

· до 17 моделей с питанием от сети переменного и постоянного тока;

· монтаж на панель или DIN-рейку для всех моделей;

· быстросъемные клеммные блоки;

· встроенный высокоскоростной ввод/вывод для простого одноосевого управления движением.

Аналоговое управление:

· семь дополнительных аналоговых модулей для DL05/06;

· встроенные команды ПИД-регулирования с автонастройкой для всех моделей;

· диапазон аналогового ввода/вывода выбирается перемычкой;

· быстросъемные клеммные блоки;

· температурные входы (терморезисторы и термопары).

Коммуникационные и специальные возможности.

Два последовательных коммуникационных порта.

Встроенный протокол MODBUS RTU ведущий/ведомый для Порта 2 у всех моделей.

Дополнительные коммуникационные модули с поддержкой протоколов Ethernet, DeviceNet, Profibus.

Рисисунок 4.5 - Контроллер DirectLogic D06

Все девять моделей DL06 включают 20 дискретных входов и 16 дискретных выходов и различаются по сочетанию типов сигналов: переменного, постоянного тока и реле.

· все входы постоянного тока подключаются по схемам источник/потребитель;

· съемные клеммные блоки;

Встроенный источник питания =12/24 В, 300 мA для моделей с питанием от переменного тока. Гарантированная заводом изготовителем средняя наработка на отказ не менее 300000 часов.

4.7 Контроллер MicroLogix 1500

Внешний вид контроллера MicroLogix 1500 представлен на рисунке 4.6.

Для связи приборов с диспетчерским пультом предлагается использовать контроллер фирмы Allen-Bradley MicroLogix 1500 (таблица 4.2), который осуществляет следующие функции: сбор, обработка и передача информации; телеуправление объектами; телесигнализация аварийного состояния.

Архитектура MicroLogix 1500 представляет собой пару модулей с единой площадью крепления. Модуль процессора вставляется в базовый модуль и вместе образуют законченный контроллер. Процессор и базовый модуль можно заменять независимо друг от друга, что позволяет максимально использовать возможности встроенного ввода/вывода и, в то же время, минимизировать стоимость оборудования.

Компактные модули ввода/вывода (Bulletin 1769) расширяют возможности, предлагаемые каналами ввода/вывода, встроенными в базу контроллера, и обеспечивают дополнительную гибкость, достаточную для широкого круга приложений. Эта платформа ввода/вывод -- высокопроизводительная, модульная, не требующая шасси («безрэковая»),- предоставляет фронтальный доступ для монтажа модулей и проводов, что снижает стоимость системы и время ее обслуживания.



Рисунке 4.6 - внешний вид контроллера.

До 540 каналов дискретных входов/выходов (при использовании 32-х канальных модулей).

Память до 12 кБайт программных слов + 48 кБайт фискальной памяти для хранения архивов событий.

Время выполнения типичной программы объемом 1 К слов - 0,7 ms.

Два быстрых счетчика 20 кГц. Два выхода с частотной (20кГц) или широтно-импульсной модуляцией для управления шаговым или серво двигателем.

32-х битная арифметика с числами с плавающей запятой.

Встроенные PID функции.

Встроенный терминал доступа к данным.

Часы реального времени. Два встроенных "настроечных" потенциометра для задания значений аналоговых параметров.

Подключение удаленных модулей по сетям RIO, DeviceNet.

Встроенный порт RS-232 (один или два) с протоколом по выбору Full Duplex, Half Duplex Master/Slave, сетевой DH-485, протокол работы с радиомодемами, в том числе и для ретрансляции сигнала, пользовательский протокол ASCII.

Таблица 4.2 - Краткие характеристики MicroLogix 1500

Модель базового блока	1764-24BWA
Количество встроенных Вводов/Выводов	12 вводов 12 выводов
Напряжение питания	85/265V AC
Внешнее питание	24 V DC, 400 mA
Тип вводов	24 V DC
Тип выводов	реле
Пакет программирования	RSLogix 500
Интерфейс	RS-232, DH-485

Средняя гарантированная заводом изготовителем наработка на отказ не менее 500000 часов.

Выбор модулей ввода вывода.

Модуль 1769-IF8 предназначен для преобразования сигналов от 8 аналоговых датчиков в двоичный код. Модуль служит для обработки аналоговых сигналов ±10 В, 1 5 В, 05 В, 010 В, 05 мА, 020 мА и 420 мА. Модуль позволяет преобразовывать показания датчиков непосредственно в инженерные единицы. Для данного модуля требуется предварительная инициализация.

Модули дискретного ввода 1769-IQ16 имеет 16 входов, используется для обработки поступающих дискретных сигналов с напряжением 24 Вольт (постоянного тока) типа «сухой контакт», поступающих от сигнализаторов или контактов.

Источник питания Phoenix Contact TRIO-PS/1AC/24DC/10A устанавливается на DIN-рейку. Напряжение питания 100-240В переменного тока. Выходное напряжение 24В постоянного тока, выходной ток 10А.

Большая наработка на отказ, составляющая 500 000 часов, обеспечивает высокую безопасность питающего напряжения. Для повышения мощности и резервирования приборы можно подключать параллельно.

Данный прибор имеет понятную светодиодную индикации и возможность подключения устройств с помощью сдвоенных клеммных модулей к контактам "плюс" и "минус" для быстрого разветвления цепей. Наличие третьей клеммы (-) упрощает заземление вторичной цепи. Все блоки питания обладают защитой от работы на холостом ходу и короткого замыкания. Значения выходных регулируемых напряжений могут быть настроены.

4.8 Радиомодем Невод-5

Рисунок 4.7 - радиомодем Невод.

Радиомодем Невод (рисунок 4.7) предназначен для передачи и приема цифровой информации при работе в составе распределенных сетей телеметрии, управления и автоматизации технологических процессов.

Радиомодем представляет собой программно-управляемое приемно-передающее устройство, преобразующее сигналы стандартных последовательных интерфейсов RS-232 или RS-485 в радиочастотные посылки и обратно. Конфигурация радиомодема осуществляется через последовательный интерфейс набором команд.

Прибор выполнен в пластмассовом корпусе, в котором установлена печатная плата. Возможно "уличное" (влагозащищенное) исполнение, степень защиты IP65. Технические характеристики радиомодема приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Технические характеристики радиомодема.

Напряжение питания	9…30 В
Потребляемый ток в режиме приема (от 12В)	80 мА
Потребляемый ток в режиме передачи (от 12В)	150 мА
Выходная мощность передатчика	10 мВт
Волновое сопротивление нагрузки	50 Ом
Допустимый температурный диапазон	-40…70°C
Режим передачи	полудуплексный
Диапазон частот	(433,92±0,2%) МГц
Максимальная скорость передачи данных	19200 бит/с
Скорость работы последовательных интерфейсов	1200 / 2400 / 4800 / 9600 / 19200 / 38400 бит/с
Внешние интерфейсы	RS 232 (CTS/RTS опц.), RS 485
Габаритные размеры	118х70х50 мм, 200х100х62 мм
Способ установки	DIN-рельс 35х7.5 мм
Масса	0.2 кг

4.9 Направленная антенна АН5-433

АН5-433 (рисунок 4.8) представляет собой направленную пятиэлементную антенну типа"волновой канал"с вертикальной поляризацией. Изготовлена в виде сборно-сварной стальной конструкции. Габариты в( собранном виде, без учета крепежных скоб) - 585 х 585 х 15 мм. Для удобства транспортировки разбирается на две части. Монтируется на верхушке заземляемой мачты. Вибратор антенны выполнен в виде полуволнового штыря с J-согласованием и заземленным основанием, одновременно выполняющей роль несущей конструкции.

Антенна АН5-433 предназначена для передачи информации в диапазоне 433-435 МГц. Антенна с вертикальной поляризацией и раскрывом диаграммы направленности в горизонтальной плоскости 60°. Рекомендуется для удаленных объектов при расстояниях не более 20 км, а также при сложных условиях распространения радиоволн. Усиление относительно полуволнового диполя 8дБ.

Рисунок 4.8 - антенна АН5-433.

5. Разработка АСУ ТП ГЗУ

Из рассмотренных контроллеров выбираем Allen-Bradley MicroLogix 1500, так как у него при одинаковой функциональности наработка на отказ на 200000 часов больше чем у DirectLogic D06. Перечень необходимых сигналов и интерфейсов приведен в таблице 5.1.

В газосепаратор дополнительно к манометру необходимо установить преобразователь давления Метран-150-ДИ-Ех и преобразователь температуры ТСМУ Метран-274-МП-Ех для контроля и передачи замеренных параметров на верхний уровень. Также преобразователь давления Метран-150-ДИ-Ех устанавливается в выпускной коллектор. Преобразователи давления и температуры «Метран» имеют унифицированный выходной сигнал 4-20мА и подключаются к модулю аналоговых входов контроллера. Для определения гозового фактора скважин устанавливается счетчик газа турбинный АГАТ-1М в выходной трубопровод газосепаратора. Расход отсепарированной нефти измеряется турбинным счетчиком жидкости ТОР1-50. Импульсный сигнал с магнитоиндукционных датчиков расходомеров «ТОР» и «АГАТ» передаются на входы модуля дискретного сигнала. Номер скважины усановленной на замер, передается с датчика кода положения скважины (ДКПС) на входы модуля дискретного сигнала. Управление гидроприводом ПСМ осуществляется контроллером в автоматическом или ручном режиме. Выходной управляющий сигнал формируется релейным выходом контроллера. Для сигнализации и контроля довзрывоопасных концентрации горючих газов и паров в технологическом блоке ГЗУ устанавливается датчик газосигнализатора ГСМ-05. Вторичный блок формирует выходной сигнал 4-20мА пропорционально значению газовой концентрации и выдает его на модуль аналоговых входов контроллера. Для связи с диспетчером устанавливается радиомодем Невод-5 который соединяется с контроллером по интерфейсу RS-485. C радиомодемом применяется антенна АН5-433.

Таблица 5.1 - Перечень сигналов.

Объект	Наименование сигнала	Аналоговый вход, шт.	Дискретный вход, шт.	Дискретный выход, шт.	Счетный вход, шт.	Интерфейс RS-485, шт	Сигнал
АГЗУ (технологический блок)	Давление в коллекторе (жидк.)	1	-	-	-	-	4-20 мА
	Давление газа	1	-	-	-	-	4-20 мА
	Температура газа	1	-	-	-	-	4-20 мА
	Концентрация загазованности	1	-	-	-	-	4-20 мА
	Положение ПСМ	-	4	-	-	-	24В
	Управление ГП	-	-	1	-	-	24В
	Счетчик ТОР	-	1	-	-	-	24В
	Счетчик АГАТ	-	1	-	-	-	24В
	Радиомодем	-	-	-	-	1	-

5.1 Структурная схема куста №102 Западно-Могутлорского месторождения

Структурная схема управления и контроля разрабатывается в соответствии с РТМ 252.40-76 Минприбора, при этом изучается техническое задание на проектирование АСУТП, принципиальные технологические схемы основной и вспомогательных установок, генплан и список технологических объектов.

На рисунке 5.1 представлена структурная схема куста №102.

На входе объекта управления имеем нефтяную эмульсию закачиваемую электроцентробежными насосами (ЭЦН) с кустов скважин, а на выходе должны получить дебет нефти и газа с каждой скважины. В блоке местной автоматики установлены вторичные приборы и контроллер. Централизованный контроль и управление будет производиться с диспетчерского пункта.

Рисунок 5.1 - структурная схема куста №102.

5.2 Функциональная схема автоматизации

Функциональная схема автоматизации (ФСА) является основным техническим документом, определяющим функционально-блочную структуру отдельных узлов автоматического контроля, управления и регулирования технологического процесса и оснащение объекта управления приборами и средствами автоматизации.

На функциональной схеме автоматизации (Приложение Б ) показана ГЗУ с приборами измерения, регулирования, сигнализации и управления.

Порядковый номер установленной на замер скважины определяется и передается на второй уровень АСУ ТП датчиком кода положения скважины ДКПС (позиция 6). Перевод на следующую скважину осуществляется гидроприводом (позиция 14). Сепаратор оборудован поплавковым регулятором уровня (позиция 7), который механически связан с заслонкой на газовой линии. Между сепаратором и общим трубопроводом установлен регулятор расхода (позиция 8). Расход добываемой из скважины жидкости замеряется счетчиком жидкости ТОР1-50 (позиция 4). Расход газа измеряется комплектом «АГАТ-2», который состоит из первичного преобразователя (позиция 5-1), магнитоиндукционного преобразователя НОРД-И2У (позиция 5-2) и электронного блока НОРД - Э3М (позиция 5-3).

Сигнализация и контроль довзрывоопасных паров и газов в технологического блока осуществляется газосигнализатором ГСМ-05. Чувствительный элемент (позиция9-1), блок сигнализации (позиция 9-2).

Контроль повышенного или пониженного давления в коллекторе с передачей токового сигнала на контроллер, устанавливают измерительный преобразователь давления Метран-150-ДИ-Ех (позиция 2).

Контроль повышенного или пониженного давления в сепараторе с передачей токового сигнала на контроллер, устанавливают измерительный преобразователь давления Метран-150-ДИ-Ех (позиция 1), а контроль температуры ТСМУ Метран-274МП-Ех (позиция 3).

Визуальный контроль давления в сепараторе, а также в общем трубопроводе осуществляется техническими манометрами МП4 -У (позиции 10 и 11).

Поддержание температуры в ГЗУ на заданном уровне производит дилатометрический термометр ТУДЭ (позиция 13).

Сигнализация открытия двери технологического блока осуществляется концевым выключателем (позиция 12)

5.3 Блок-схема алгоритма работы замерной установки

Блок схема алгоритма работы приведена в Приложении В.

При включении системы происходит общий сброс системы. Программа начинается с инициализации системы. Далее происходит считывание кода скважины - определяется положение переключателя.

В алгоритме присутствует обратная связь. Обратная связь заключается в проверке кода ПСМ. Если код не совпадает, выдается повторная команда переключения и вновь проверяется изменение кода скважины. Если после трех попыток ПСМ не переключился, формируется аварийное сообщение, что свидетельствует о неисправности гидропривода ПСМ или о неисправности кодовой маски ПСМ.

...