Модернизация автоматизированной системы управления установки подготовки нефти Ашировского месторождения на базе контроллера CP 315-2DP

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Модернизация автоматизированной системы управления установки подготовки нефти Ашировского месторождения на базе контроллера CP 315-2DP



АННОТАЦИЯ

Выпускная бакалаврская работа посвящена разработке АСУТП нефтяного месторождения. Проект состоит из четырех разделов.

В первом разделе проведено описание объекта автоматизации - приведена технология работы месторождения и требуемый объем автоматизации.

Во втором разделе разработана подсистема ввода-вывода АСУТП. Подобраны датчики и исполнительные устройства, приведено их описание и обоснование выбора.

В третьем разделе разработана микропроцессорная система управления. Произведен выбор управляющего контроллера, модулей ввода-вывода, блоков питания, коммуникационных модулей и компьютера для АРМ оператора. Разработаны схема структурная АСУТП и схемы электрические принципиальные.

В четвертом разделе рассчитана экономическая эффективность разработки и внедрения АСУТП, а также приведено описание мероприятий по защите рабочего персонала и охране окружающей среды.

Выпускная работа содержит пояснительную записку объемом 97 страниц. Так же работа содержит 17 рисунков, 22 таблиц и список литературы из 24 наименований. Графический материал представлен 1 лист формата А2х5, 6 листов формата А1.

Ключевые слова: Центральный пункт сбора нефти, подсистемы ввода-вывода, приборы, контроллер, датчик, программа, алгоритм, Simatic, Step 7.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

1.1 Общая характеристика

1.2 Состав центрального пункта сбора

1.3 Технология работы центрального пункта сбора

1.4 Требуемый объем автоматизации центрального пункта сбора

1.4 Вывод по первому разделу

2 КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Разработка подсистемы ввода

2.1.1 Датчики измерения температуры

2.1.2 Датчики измерения давления

2.1.3 Приборы измерения расхода

2.1.4 Датчики измерения уровня

2.1.5 Датчики измерения состава и качества

2.1.6 Средства управления

2.2 Разработка подсистемы вывода

2.2.1 Запорные клапаны с электроприводом

2.2.2 Сигнализирующие приборы

2.3 Схемы функциональные автоматизации

2.3.1 Схема автоматизации основной технологической линии

2.3.2 Схема автоматизации вспомогательных обьектов

2.1.6 Вывод по второму разделу

3 РАЗРАБОТКА МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

3.1 Выбор контроллера для создания АСУТП

3.2 Выбор компьютера для АРМ оператора

3.3 Разработка схемы организационной структуры АСУТП67

3.4 Разработка электрических принципиальных схем

3.4.1 Клапан 12-07. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.2 Насос Н151. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.3 Задвижка N1. Схема электрическая принципиальная управления

3.4.4 Модули ввода аналоговых сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.5 Модули ввода дискретных сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.6 Модули вывода дискретных сигналов. Схема электрическая принципиальная подключения

3.4.7 ПК для АРМ оператора. Схема электрическая принципиальная подключения

3.5 Разработка технологических программ

3.5 Вывод по третьему разделу

4 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ

4.1 Экономическая эффективность проекта

4.2 Охрана труда и экологическая безопасность предприятия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) нефтяного месторождения предназначена для автоматизации работы установки подготовки нефти, утилизации воды и газа. Данная АСУТП также предусматривает автоматизацию работы систем пожаротушения, водоснабжения и канализации.

Цели разработки АСУТП:

- повышение качества товарной нефти за счет использования контрольно-измерительных приборов и запорно-регулирующей арматуры, позволяющих повысить точность регулирования по сравнению с ручным управлением;

- снижение риска возникновения аварий на технологических аппаратах и трубопроводах, используя своевременную светозвуковую сигнализацию, а также защитное отключение оборудования при выходе технологических параметров за допустимые значения уставок;

- минимизация ущерба работникам и окружающей среде при возникновении аварийных ситуаций за счет автоматической блокировки клапанов, задвижек и насосов.

Для достижения поставленных целей необходимо решить следующие задачи:

- выполнить обзор и анализ объекта автоматизации;

- изучить технологический процесс подготовки нефти, утилизации воды и газа;

- ознакомиться с технологическими аппаратами;

- осуществить подбор датчиков и средств автоматизации и обосновать данный выбор;

- выполнить анализ и выбор управляющего контроллера и компьютера для АРМ оператора;

- разработать схемы функциональные автоматизации, схему организационную структуры АСУТП, схемы электрические принципиальные управления клапаном, насосом и задвижкой.

- разработать схемы электрические принципиальные подключения к модулям ввода-вывода управляющего контроллера.

- выполнить анализ экономической эффективности разработки и внедрения АСУТП;

- предусмотреть мероприятия и средства техники безопасности по защите рабочего персонала и окружающей среды.

Проектирование и разработка нефтяных месторождений в настоящее время является одним из самых востребованных видов деятельности с использованием систем автоматизированного управления и контроля.

Пооценкам специалистов нефтяные месторождения будут проектироваться и эксплуатироваться, как минимум, еще 50 лет. В связи с этим тема выпускной бакалаврской работы является актуальной и востребованной.

контроллер коммуникационный модуль микропроцессор установка



1 АНАЛИЗ ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

1.1 Общая характеристика

Рассматриваемое нефтяное месторождение расположено в центральной части Матвеевского и восточной части Алексеевского районов Оренбургской области. Площадь лицензионного участка составляет 420 кв.км.

На территории данного лицензионного участка проводился широкий комплекс геолого-геофизических исследований, основной период проведения которого приходился на 1945-1968 гг. По результатам проведенных работ было открыто газо-нефтяное месторождение.

Состояние извлекаемых запасов углеводородного сырья, числящихся на балансе заказчика проекта - ЗАО «Ойлгазтэт», отражены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Состояние извлекаемых запасов

Месторождение	Состояние запасов на 01.01.2002г.	Состояние запасов на 01.01.2003г.
Нефть, тыс. т.
Матвеевское	788	788

Географо-экономические условия приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Географо-экономические условия

Наименование	Географо-экономические условия
Географическое положение района работ	Центральная часть Матвеевского района Оренбургской области.
Место базирования ЗАО «Ойлгазтэт»	г. Оренбург Оренбургской области.
Сведения о рельефе местности, его особенности, степени расчлененности, абсолютных отметках и сейсмичности района	Рельеф местности представляет собой холмистую равнину, изрезанную сетью оврагов и речных долин. Понижение рельефа происходит в юго-западном направлении от абсолютных отметок плюс 290 м до плюс 100 м. Сейсмоактивность отсутствует.
Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур	Климат резко континентальный с холодной зимой и жарким летом. Температура воздуха колеблется от плюс 40 летом до минус 42 єС зимой.
Преобладающее направление ветров	Территория района работ подвержена действию постоянных ветров, преобладают юго-западные.
Толщина снежного покрова и его распределение	50-60 см на защищенных от ветра местах 5-35 см - на открытых
Геокриологические условия	Глубина промерзания грунта зимой достигает 0,5-0,9 м.
Начало, конец и продолжительность отопительного сезона	Начало отопительного сезона - 15 октября, окончание - 15 мая.
Населенные пункты	На территории площади расположены села Тимошкино, Борискино, Азаматово и Новоаширово.
Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы	Через площадь проходит газопровод высокого давления «Оренбург-Заинск». В 12 километрах проходит магистральный нефтепровод.

В соответствии с заданием на проектирование в проекте решены вопросы подготовки, хранения и транспорта нефти, утилизации нефтяного газа и пластовой воды.

Подготовка нефти осуществляется по первой группе качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»:

- массовая доля воды, % - не более 0,5;

- концентрация хлористых солей, мг/дм3 - не более 100;

- массовая доля механических примесей, % - не более 0,05;

- давление насыщенных паров, кПа - не более 66,7.

Для хранения товарной нефти и приема сырой нефти предусмотрены резервуары типа РВС.

Транспорт товарной нефти предусмотрен автоцистернами.

Выделившийся нефтяной газ используется на технологические нужды Центрального пункта сбора (ЦПС) (котельная, подогреватель нефти, дежурная горелка факела). Излишек газа сжигается на факеле. На период пробной эксплуатации сброс пластовой воды с аппаратов подготовки нефти предусмотрен в емкости приема пластовой воды для последующего вывоза.

Производительность установки подготовки нефти (УПН) принята согласно заданию на проектирование:[19]

- 180 тыс.т/год нефти;

- 225 тыс.т/год жидкости.

Подготовка нефти - в разгазированном состоянии. Способ подготовки - термохимический. Температура нагрева - +50°С. Тип реагента - Нефтенол Д (С-7) - 4. Расход реагента - 50-60 г на тонну нефти для глубокого обезвоживания нефти.

Для пожарной защиты ЦПС запроектированы системы водяного и пенного пожаротушения.

На ЦПС проектируются системы хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения с использованием привозной воды. Вода на ЦПС используется для:

- хозяйственно-бытовых нужд дежурного персонала;

- нужд вспомогательных производств (лаборатории и котельной);

- производственных нужд (обессоливание нефти).

Для сбора и утилизации производственно-дождевых стоков на ЦПС нефтяного месторождения запроектирована система производственно-дождевой канализации, состоящей из:

- трапов;

- сети самотечных и напорных трубопроводов для транспортирования стоков;

- сборников стоков.

Для снабжения установки горячей водой для подогрева нефти в аппаратах и трубопроводах предусмотрена блочно-модульная котельная на газовом топливе.

1.2 Состав центрального пункта сбора

Данный проект выполнен для ЦПС, в состав которого входят: [23]

- установка подготовки нефти (УПН);

- факельная система (ФС);

- сооружения пожаротушения (СП);

- система хозяйственно-питьевого водоснабжения (ХПВ);

- емкости приема пластовой воды с УПН (УПВ);

- резервуарный парк (ПР);

- котельная (Т);

- дизельная (Д);

- трансформаторная подстанция (Л);

- операторная (ДУ);

- лаборатория (ЛО);

- станция налива нефти в автоцистерны (АСН);

- контрольно-пропускной пункт;

- система сбора и перекачки производственно-дождевых стоков (ПДС).

1.3 Технология работы центрального пункта сбора

Описание работы основной технологической линии

Нефтегазовая смесь с месторождения поступает на ЦПС в теплообменник ТО-1, где подогревается нефтью, поступающей после электродегидратора ЭГ. Последняя при этом охлаждается для уменьшения испарения в резервуарах РТ-1,2. Подогретая нефтегазовая смесь поступает в линию предварительного расслоения нефти. [23]

Подогретая нефтегазоводяная смесь поступает в аппарат предварительного обезвоживания нефти С, где вследствие разности плотностей происходит отделение пластовой воды и газа при давлении 0,15 МПа. Ускорение процесса обеспечивается подачей деэмульсатора (дозировочными насосами Н-3/1,2) и поддержанием повышенной температуры смеси.

Поддержание межфазного уровня «нефть-вода» в основном отсеке С осуществляется запорным клапаном с электромагнитным приводом, установленным на линии выхода воды. Периодический сброс нефти в БЕ осуществляется запорным клапаном с электромагнитным приводом, установленным на линии выхода нефти. Нефтяной газ из С подаётся в ГС, где из него отделяется капельная жидкость (нефть и вода), периодически сбрасываемая в дренажную ёмкость Е-1 через запорный клапан с электромагнитным приводом. Газ направляется на собственные нужды ЦПС (к ПП и на котельную) и на запальную горелку факела. В этих линиях поддерживается давление регуляторами прямого действия «после себя». Избыточный газ сжигается на факеле, на этой линии установлен регулятор прямого действия «до себя», поддерживающий давление в ГС.

Нефть из С-1 направляется в буферную ёмкость БЕ, установленную на приёме технологических насосов Н-1/1,2 и предназначенную для дополнительного отделения газа от нефти, сглаживания неравномерности поступления жидкости и исключения попадания газа на приём насосов. Газ из БЕ через регулятор давления «до себя» направляется на факел. От насосов Н-1/1,2 нефть направляется в подогреватель ПП.

Из подогревателя ПП нефть направляется в отстойник О, где осуществляется её обезвоживание. Обезвоженная нефть направляется в электродегидратор ЭГ, где осуществляется её окончательное обезвоживание и обессоливание. Для повышения эффективности обезвоживания на приём насосов Н-1/1,2 и перед ЭГ дополнительно подаётся деэмульсатор. Для вымывания солей в ЭГ в него через смеситель непрерывно подаётся пресная вода, подогрев которой осуществляется в ТО-2. В качестве теплоносителя используется вода от котельной. Для лучшего смешения пресной воды с нефтью в смесителе поддерживается перепад давления порядка 0,2…0,3 МПа вручную по манометрам до и после смесителя. Расход воды контролируется счётчиком, установленным непосредственно перед смесителем. Поддержание межфазного уровня «нефть-вода» в О и ЭГ осуществляется запорными клапанами с электромагнитным приводом, устанавливаемыми на линиях выхода воды.

Для исключения выделения газа в О и ЭГ в этих аппаратах поддерживается повышенное давление.

От ЭГ товарная нефть отправляется в ТО-1, для охлаждения нефтью со скважин. Затем нефть с остаточным газом направляется на концевую сепарационную установку КСУ, где при давлении 0,005 МПа от нефти отделяется газ, направляемый на факел. В зависимости от качества, нефть самотеком направляется в товарные резервуары РТ-1,2 или сырьевой резервуар РС. Для поддержания уровня раздела фаз «нефть-газ» в КСУ предусмотрен запорный клапан с электромагнитным приводом.

Контроль работы установки подготовки нефти по качеству выходящей с неё нефти предусмотрен установкой узла качества по ГОСТ 2517-85. В составе узла качества предусмотрен фильтр, пробоотборник, датчик влагомера и расходомер. Узел качества располагается на байпасе основной линии, на трубопроводе Ду50. На основной линии с байпасом устанавливается секущая задвижка для создания необходимой скорости через линию качества. Узел качества устанавливается до КСУ.

Если содержание воды или солей превышает товарное качество, нефть направляется в резервуар сырой нефти РС. Если нефть товарного качества, то после КСУ продукт поступает в РТ-1,2. [19]

Для откачки нефти из РС на вход С в проекте предусмотрена насосная станция внутрипарковой перекачки нефти Н-2/1,2. Также она выполняет внутрипарковую перекачку нефти.

Защита от превышения рабочего давления в аппаратах С, БЕ, О, ЭГ и КСУ обеспечивается установкой на них предохранительных клапанов. На ГС предохранительный клапан не предусмотрен, так как его защита осуществляется предохранительным клапаном на С.

Дренаж С, ГС, БЕ, О и ЭГ предусмотрен в дренажную ёмкость Е-1, объёмом 63 м³, оснащенную погружным насосом производительностью 50 м³/ч и напором 0,5 МПа. Ёмкость оснащается змеевиком для разогрева нефти горячей водой от котельной. Дренаж утечек от насосов Н-1/1,2 и Н-2/1,2 предусмотрен в дренажную ёмкость Е-2 объёмом 8м³. Дренаж трубопроводов ПП при его плановых или аварийных остановках предусмотрен в дренажную ёмкость Е-3 объёмом 8м³. Дренажные ёмкости Е-2 и Е-3 оснащаются погружным насосом и змеевиком аналогично Е-1. Сброс пластовой воды из нижней части сырьевого и товарных резервуаров производится в подземную ёмкость Е-4 объёмом 8 м³. Откачка нефти из Е-1…4 осуществляется погружными насосами на вход С.

Необходимо предусмотреть автоматическое переключение потоков нефти и газа при нарушениях технологического процесса подготовки нефти, а также дистанционное переключение потоков вручную с выполнением отдельных операций в автоматическом режиме. Алгоритмы управления электроприводными задвижками приведены ниже.

Для налива нефти из товарных резервуаров в автоцистерны предусмотрен пункт налива нефти на два стояка АСН, позволяющий производить налив одновременно в 2 автоцистерны. Налив нефти осуществляется откачкой нефти насосами АСН из одного из товарных резервуаров. По окончании налива нефти в автоцистерны приёмные и напорные линии налива освобождаются в подземную ёмкость Е-5 объёмом 8м³. Откачка нефти из Е-5 осуществляется погружным насосом в товарные резервуары.

В случае аварийной ситуации на УПН проектом предусмотрена подача нефтегазоводяной смеси напрямую в КСУ и далее в резервуар сырой нефти РС.

На период пробной эксплуатации пластовая вода с аппаратов УПН собирается в дренажные емкости Е-6/1…3 объемом 63 м³ без погружных насосов, откуда ежедневно вывозится автотранспортом.

Описание работы сооружений пожаротушения

Источником водоснабжения на противопожарные нужды является привозная вода. Источником противопожарного водоснабжения для подачи на тушение, охлаждение и для приготовления раствора пенообразователя являются два противопожарных резервуара РВС объемом 500 м³ каждый (в каждом резервуаре хранится 400 м³ противопожарного запаса и 75 м³ воды для технологических нужд). Для резервуаров предусмотрен подогрев воды в зимний период и тепловая изоляция. Вода на заполнение пожарных резервуаров подается по пожарным рукавам. Для забора воды из пожарных резервуаров на наружное пожаротушение передвижной пожарной техникой предусмотрены три приемных колодца объемом 3 м³ каждый, соединенных с резервуарами самотечными трубопроводами с арматурой. Для увеличения радиуса обслуживания резервуаров предусмотрена прокладка подземных тупиковых трубопроводов-сухотрубов диаметром 200 мм с наземными узлами с соединительными головками и арматурой для присоединения пожарных рукавов.

Для подачи воды на водяное пожаротушение (охлаждение) предусмотрены две прицепные мотопомпы МП-27/100-01 производства ГП «Мелитопольский завод «Гидромаш» (подача - 27 л/с, напор - 100 м). Вода забирается мотопомпами из приемных колодцев по всасывающим пожарным рукавам диаметром 100 мм и подается на водяное пожаротушение (охлаждение) по подземным трубопроводам и далее по пожарным рукавам.

Пожаротушение (охлаждение) нефтяных резервуаров предусматривается полустационарной установкой охлаждения, состоящей из горизонтального двухсекционного кольца орошения с отверстиями 4 мм, стояка сухотруба и горизонтального трубопровода, выведенного за обвалование резервуарного парка. На конце трубопровода установлены быстроразъемные соединения с гайками ГМ-70 и головками-заглушками ГЗ-70 для присоединения рукавов и передвижной пожарной техники.

Наружное тушение водой остальных сооружений площадки ЦПС предусматривается водяными ручными пожарными стволами РС-70.

Система пенного пожаротушения предназначена для тушения резервуарного парка нефтепродуктов и технологических сооружений. Для пенотушения используется пена средней кратности на основе 6% раствора пенообразователя ПО-6ТС-М. Предусмотрена прокладка наружных тупиковых подземных сухотрубных растворопроводов диаметром 100 мм с наземными узлами с соединительными головками и арматурой для присоединения пожарных рукавов.

Для пенного тушения резервуаров РВС-700 принята полустационарная установка, состоящая из двух стационарно установленных генераторов пены средней кратности ГПСС-600 в каждом резервуаре и подводящего трубопровода. Трубопровод выведен за обвалование резервуарного парка. На конце трубопровода установлены быстроразъемные соединения с гайками ГМ-70 и головками-заглушками ГЗ-70 для присоединения рукавов и передвижной пожарной техники.

Пенотушение технологических сооружений на площадке ЦПС осуществляется мобильной установкой УКТП «Пурга-10» подсоединяемой к узлам подземных растворопроводов при помощи двух головок ГМ-80.

Для пенотушения применяется прицепная мотопомпа МП-27/100-01 (подача - 27 л/с, напор - 100 м). Получение 6% раствора пенообразователя в мотопомпе происходит в пеносмесителе при смешивании воды и концентрированного пенообразователя, поступающего самотеком из емкости хранения пенообразователя. Раствор пенообразователя подается мотопомпой к очагу возгорания. Пена средней кратности при тушении образуется на выходе из стационарно установленных пеногенераторов ГПСС-600, пеногенератора установки «Пурга-10» и переносных пеногенераторов ГПС-600, входящих в комплект поставки мотопомп.

Для хранения концентрированного мягкого пенообразователя «ПО-6ТС-М» запроектирован гуммированный вертикальный аппарат с плоским днищем и эллиптической крышкой для работы при атмосферном давлении (ВПС-3,2-0-2-Г) объемом 3,2 м³. Объем пенообразователя хранится в одной емкости и составляет 2,68 м³. Заполнение емкости пенообразователем производится с помощью ручного поршневого насоса РПН 1,3/30 (подача 1,3 л/ход, напор -30м).

Для хранения мотопомп, рукавов, УКТП «Пурга-10» и другого пожарного оборудования предусмотрен пункт хранения пожарной техники и пенообразователя с электрическим освещением, системами отопления и вентиляции. Минимальная температура на складе пенообразователя в холодное время года плюс 20 °С , в помещении хранения передвижной техники плюс 10°С.

Описание работы сооружений производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения.

На ЦПС нефтяного месторождения проектируются системы хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения. На период пробной эксплуатации предусмотрено использование привозной воды.

Режим водопотребления на ЦПС составляет:

- на хозяйственно-бытовые нужды -365 дней в году;

- на производственные нужды - 350 дней в году.

Вода на ЦПС используется для:

- хозяйственно бытовых нужд дежурного персонала;

- нужд вспомогательных производств (лаборатории и котельной);

- производственные нужды (для обессоливания нефти).

Хозяйственно-питьевой водопровод ЦПС нефтяного месторождения состоит из следующих сооружений:

- двух резервуаров питьевой воды;

- насосной станции;

- сети хозяйственно-питьевого водопровода.

Для хранения питьевой воды запроектированы два резервуара типа РГС, объемом 25 м³ каждый, которые обеспечивают хранение двухсуточного запаса воды. Резервуары устанавливаются на открытой площадке с теплоизоляцией и обогревом от котельной в холодное время года. Заполнение резервуаров предусматривается от передвижной техники доставляющей воду на ЦПС.

Подача воды к санитарным приборам лаборатории, операторной и лабораторным мойкам производится с помощью насосной станции хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Насосная станция запроектирована на основе установки “Hydrojet” производства фирмы «Grundfos» (Германия) с насосом JP5 и мембранным напорным баком объемом 60 л. Максимальная подача насоса - 3 м³/ч, максимальный напор - 0,4 МПа. Наличие мембранного бака позволяет включать насос в работу периодически при наличии водозабора в системе (по падению давления). Категория надежности насосной станции-II, резервная насосная установка “Hydrojet” хранится на складе. Насосная установка размещается в блочном модуле выполненном из трехслойных панелей с утеплителем производства ОАО «Нефтемаш» (г. Тюмень). В модуле предусмотрены: электрическое освещение, водяное отопление и вентиляция. Температура в помещении насосной станции не ниже плюс 5 С.

Подача воды в котельную производится непосредственно из резервуаров питьевой воды под гидростатическим напором. Вода поступает в приемный бак, установленный в котельной, откуда насосом подается на подпитку системы теплоснабжения и водоподготовку.

Производственный водопровод состоит из следующих сооружений:

- резервуаров пресной воды;

- насосной станции пресной воды;

- сети производственного водопровода;

- сети горячего водоснабжения.

Пресная вода для нужд производственного водоснабжения в объеме трехдневного запаса (150 м³) хранится в двух резервуарах (РВС 500 м³) противопожарного запаса воды. Восполнение израсходованной воды предусматривается от передвижной техники и должно производится регулярно (не реже оного раза в двое суток).

Для подачи пресной воды на УПН (для обессоливания нефти) запроектирована блочная насосная станция производства ОАО «Нефтемаш» (г. Тюмень). Насосная станция выполнена на базе поршневых насосов (1 рабочий /1 резервный). Производительность насосной станции 2,5 м³/ч, напор - 2,0 МПа. Категория надежности насосной станции -II. Насосная установка размещается в блочном модуле, выполненном из трехслойных панелей с утеплителем производства ОАО «Нефтемаш» (г. Тюмень). В модуле предусмотрены: электрическое освещение, отопление и вентиляция. Температура в помещении насосной станции не ниже плюс 5єС. Работа насосной станции должна быть автоматизирована от уровней воды в резервуарах, при этом необходимо обеспечить сохранение в резервуарах расчетного противопожарного запаса воды (807 м³). Подача пресной воды на УПН производится по сети производственного водопровода.

Описание работы системы сбора и перекачки производственно-дождевых стоков.

Для сбора и утилизации производственно-дождевых стоков на ЦПС нефтяного месторождения запроектирована система производственно-дождевой канализации, состоящей из:

- трапов;

- сети самотечных и напорных трубопроводов для транспортирования стоков;

- сборников стоков.

В качестве приемников стоков на технологических площадках предусмотрены бетонные трапы без гидрозатворов.

Самотечные трубопроводы производственно-дождевой канализации, отводящие стоки от технологических площадок запроектированы из чугунных напорных труб диаметром 200 мм класса ЛА по ГОСТ 9583-75* и труб напорных (из непластифицированного поливинилхлорида по ТУ 6-19-231-87).

Для предотвращения распространения огня по сети производственно-дождевой канализации на выпусках от площадок запроектированы колодцы с гидравлическим затвором. Остальные колодцы на сети запроектированы из сборного железобетона, диаметром 1500 мм. Напорные трубопроводы запроектированы из стальных электросварных труб. Для напорных трубопроводов предусмотрена как подземная, так и надземная прокладка (по эстакаде).

В качестве сборников производственно-дождевых стоков запроектированы емкости подземные дренажные типа ЕП (ЕП8-2000-1-2) по ТУ 3689-029-00137182-2005 объемом 8 м³ производства ОАО «Нефтемаш» г. Тюмень. Емкости оборудованы насосными агрегатами НВ-(Е)-50/50-3,0-В-55-УХЛ2 (подача 50 м³/ч, напор -0,5 МПа) с электроприводом. Из дренажных емкостей стоки вывозятся автотранспортом на утилизацию.

Для предотвращения растекания нефти за пределы обвалованной площадки резервуаров с нефтью на выпуске производственно-дождевой канализации за пределами обвалования, перед колодцем с гидравлическим затвором, запроектирован сухой колодец с задвижкой (со штоком, выведенным на поверхность земли), нормальное положение задвижки «закрыта».

1.4 Требуемый объем автоматизации центрального пункта сбора

К объектам, подлежащим автоматизации, относятся: [23]

1 Установка подготовки нефти (УПН) в составе:

1.1 Насосная станция пресной воды;

1.2 Сепаратор (С);

1.3 Газосепаратора (ГС);

1.4 Буферная емкость (БЕ);

1.5 Технологическая насосная;

1.6 Насосная внутрипарковой перекачки нефти;

1.7 Отстойник (О);

1.8 Электродегидратор (ЭГ);

1.9 Концевая сепарационная установка (КСУ);

1.10 Емкость дренажная с аппаратов УПН (Е-1);

1.11 Емкость дренажная с подогревателя нефти (Е-2);

1.12 Емкость дренажная с насосов (Е-3);

1.13 Установка подогревателя нефти (ПП);

1.14 Теплообменник подогрева нефти ТО-1;

1.15 Теплообменник подогрева воды ТО-2;

1.16 Устанока дозирования химреагента УДХ.

2 Факельная система (ФС) в составе:

2.1 Факельная установка (ФУ);

2.2 Конденсатосборник (К-1);

3 Сооружения пожаротушения (СП) в составе:

3.1 Пункт хранения пожарной техники и пенообразователя;

3.2 Резервуары противопожарного запаса воды - 2 шт. (РВС-1,2);

4 Система хозяйственно-питьевого водоснабжения (ХПВ) в составе:

4.1 Насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения;

4.2 Резервуары питьевой воды - 2 шт. (РГС-1,2);

5 Емкости приема пластовой воды с УПН - 3 шт. (Е-6/1…3).

6 Резервуарный парк (ПР) в составе:

6.1 Резервуар сырой нефти (РС);

6.2 Резервуары товарной нефти - 2 шт. (РТ-1,2);

6.3 Емкость сбора подтоварной воды из резервуаров (Е-4);

7 Котельная

8 Операторная

9 Станция налива нефти в автоцистерны в составе:

9.1 Пост налива нефти (АСН);

9.2 Емкость сбора нефти из трубопроводов (Е-5);

10 Система сбора и перекачки производственно-дождевых стоков в составе:

10.1 Емкость ЕП-101;

10.2 Емкость ЕП-102;

10.3 Емкость ЕП-103;

10.4 Емкость ЕП-104.

В соответствии с технологией работы ЦПС и заданием на автоматизацию от технологического отдела на площадках УПН, ФС и ПР необходимо предусмотреть:

1. Местный контроль:

1.1. Температуры:

- жидкости в С, ГС, О, ЭГ;

- нефти в резервуарах РС, РТ-1,2;

- нефти в КСУ;

- нефти на входе и выходе из подогревателя ПП;

- теплоносителя в ПП;

- нефтегазоводяной смеси на входе и выходе ТО-1;

- товарной нефти, нагревающей ТО-1, на входе и выходе;

- прямой и обратной воды от котельной, для нагрева ТО-2;

- пресной воды на обессоливание, на входе и выходе ТО-2;

1.2. Давления в С, ГС, БЕ, О, ЭГ, КСУ.

2. Дистанционный контроль и сигнализацию:

2.1. Температуры:

- текущей в С, О, ЭГ, БЕ;

- текущей, минимальной, максимальной в резервуарах РС-1, РТ-1,2;

- текущей и минимальной в дренажных емкостях Е-1…5, К-1;

- текущей в ПП;

- текущей, минимальной, максимальной; товарная нефть, уходящая из ТО-1 в РТ-1,2;

- текущей и минимальной; обратной воды в котельную, после ТО-2;

- текущей и минимальной; пресной воды на обессоливание на выходе ТО-2;

- максимальной; подшипников погружных насосов в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

- минимальной в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

2.2. Давления:

- текущего и максимального в С, ГС, БЕ, О, ЭГ, КСУ;

2.3. Уровня:

- текущего, максимального, минимального в нефтяном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального уровня раздела фаз «нефть-вода» в основном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального уровня нефти в нефтяном отсеке С;

- текущего, максимального, минимального; жидкости в ГС;

- текущего, максимального, минимального в БЕ, О, ЭГ, КСУ;

- текущего, максимального, минимального в РС, РТ-1,2;

- максимального, минимального в Е-1…5, К-1, ЕП101…104;

3. Дистанционный контроль и регистрацию расхода:

- воды от С, ЭГ;

- газа от ГС на факел;

- газа от ГС на собственные нужды и ПП;

- газа от БЕ на факел;

- газа от КСУ на факел;

- нефти через влагомер;

- пресной воды на обессоливание в О;

4. Двухпозиционное регулирование уровня:

- раздела фаз «нефть-вода» в основном отсеке С;

- нефти в нефтяном отсеке С;

- раздела фаз «нефть-вода» в БЕ, О, ЭГ;

- нефти в КСУ;

5. Дистанционный контроль и регистрацию содержания воды в товарной нефти;

6. Дистанционный контроль и сигнализацию загазованности на площадках категорий В-1г и В-1а.

Технологическая насосная и насосная внутрипарковой перекачки нефти предусмотрены блочной поставкой. Дополнительно к заводской поставке предусмотреть установку датчика-газоанализатора для подключения его в единую систему сигнализации загазованности. Комплектная автоматизация насосных предусматривает два режима управления-местный и дистанционный (из операторной) и осуществляет:

1. Дистанционный контроль и сигнализацию:

- перепада давления на фильтре;

- температуры подшипников насоса и двигателя;

- минимального давления на приеме насосов;

- максимального давления на выкиде насоса;

- уровня жидкости в расширительной камере;

2. Отключение насосов при:

- минимальном уровне в буферной емкости БЕ (для Н-1/1,2);

- минимальном уровне в РС или РТ-1,2 (для Н-2/1,2);

- высокой температуре подшипников насоса;

- минимальном или максимальном давлении на приеме насосов;

- максимальном или минимальном давление на выкиде насосов;

- пожаре или загазованности 50% НКПВ в помещении насосной.

Подогреватель нефти (ПП) предусмотрен блочно-комплектной поставки. Система комплектной автоматики ПП включает:

- блок управления подогревателем;

- система розжига (трансформатор, кабель высокого напряжения, свеча);

- датчик пламени;

- исполнительные механизмы и контрольно-измерительные приборы.

Система автоматики обеспечивает:

1. Местный визуальный контроль:

- температуры нефти на входе и выходе из подогревателя;

- температуры теплоносителя в блоке нагрева;

- давления нефти на входе и выходе из подогревателя;

- давления топливного газа до и после фильтра;

- давления топливного газа перед горелками после редуцирования;

- давления топливного газа перед запальной горелкой;

- уровня промежуточного теплоносителя;

2. Автоматическое регулирование температуры нефти путем изменения давления топливного газа, подаваемого к горелочным устройствам;

3. Контроль температуры нагрева промежуточного теплоносителя;

4. Автоматический дистанционный розжиг запальной и основных горелок с предварительным проветриванием топочного пространства естественной тягой;

5. Аварийное отключение подогревателя и блокировку программы пуска с подачей звуковой и световой сигнализации при отклонении от заданных значений основных технологических параметров:

- температуры промежуточного теплоносителя;

- давления подогреваемой нефти на входе в подогреватель;

- давления топливного газа перед горелками;

- уровня промежуточного теплоносителя;

- погасании пламени основных и запальных горелок;

- при отключении электроэнергии и обрыве линии связи;

6. Рабочую извещающую сигнализацию:

- наличия напряжения питания;

- прохождения программы розжига;

- наличия пламени основных и запальных горелок;

- работы датчиков пламени.

Комплектная автоматизация установки дозирования химреагента УДХ3Б обеспечивает:

- ручное местное управление насосами-дозаторами, шестеренными насосами, вентилятором, электрическими обогревателями, освещением;

- местный контроль давления и температуры химреагента;

- автоматическое отключение насоса-дозатора при повышении давления химреагента;

- автоматическое управление по температуре электрообогревом в шкафу управления;

- защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Установка факельная блочно-комплектной поставки, состоит из блока запорно-регулирующего (БЗР), блока запально-сигнализирующего (БЗС), оголовка факельного (ОФ), местного пульта управления (ПУМ), щита управления и контроля (ЩУК).

Средства контроля и розжига (СКР) позволяют осуществлять:

1. Розжиг и контроль за работой дежурной горелки (ГД) со щита ЩУК из операторной и с ПУМ - рядом с факелом;

2. Местный визуальный контроль давления топливного газа на входе в БЗР;

3. Выдачу аварийного сигнала на ЩУК при погасании пламени ГД;

4. Световую сигнализацию:

4.1. Наличия электропитания ПУМ;

4.2. Открытого положения клапана КСП-8, которое фиксируется при наличии давления топливного газа выше минимально допустимого;

4.3. Подачи питания на БИР;

4.4. Наличия (отсутствия) пламени ГД.

Комплекс измерительный АСН-10ВГ-модуль для пункта налива нефти в автоцистерны комплектной поставки выполняет следующие функции:

- отпуск нефти в автоцистерну по заданным оператором дозам в литрах;

- прекращение налива при достижении заданной дозы, срабатывании датчика ограничения уровня налива или при ручном отключении насоса;

- предотвращение налива при отсутствующем или неполном заземлении (комплекс оснащен устройством заземления автоцистерн);

- измерение температуры перекачиваемого продукта;

- остановка налива через 20 секунд после прекращении подачи сигналов импульсов от расходомера к контроллеру комплекса;

- ограничение скорости налива в начальный и конечный период налива согласно правил государственных нормативов;

- отображение информации о суммарном количестве отпущенного продукта по вызову оператора на ПДУ или при подаче соответствующей команды с компьютера;

- сохранение в отсчетном устройстве информации о суммарном количестве отпущенного продукта и отсутствие его изменения в течение 10 лет при отключении электропитания;

- аварийное прекращение выдачи дозы непосредственно оператором на посту налива, с ПДУ или компьютера, расположенного в операторной;

- продолжение отпуска заданной дозы при устранении аварии с разрешения оператора с ПДУ или компьютера;

- высокую точность дозирования и защита от гидроудара;

- локальное управление процессом налива;

- передача расхода по каждому стояку на контроллер в операторной, где производится суммирование и печать на принтере накладной о суммарном отпуске продукции.

Дополнительно к блочно-комплектной поставке предусмотреть светозвуковую сигнализацию загазованности 20% и 50% НКПВ на площадке налива.

На площадке дренажных емкостей Е-6/1…3 предусмотреть дистанционный контроль температуры, уровня жидкости. Также предусмотреть контроль загазованности на площадке датчиками-газоанализаторами. Управление задвижками с электроприводом предусмотреть в местном, дистанционном и автоматическом режимах. В местном режиме управление осуществляется кнопками, установленными по месту. В дистанционном и автоматическом - из операторной с контроллера.

При аварии в технологической линии после С оператор дистанционно закрывает задвижку N2. При этом открывается задвижка N1 и вся нефтегазоводяная смесь направляется в обход УПН на КСУ, где разгазируется и поступает в резервуар РС. Для обеспечения такого хода событий одновременно с закрытием N2 происходит:

- открытие N1, N8, N9;

- закрытие N7, N10.

После устранения аварии происходит обратное переключение задвижек.

При аварии в ПП производится дистанционное открытие задвижки N5. При этом происходит закрытие N3, N4, N6. После устранения аварии происходит обратное переключение задвижек.

По сигналу влагомера о превышении концентрации жидкости происходит открытие N9 и закрытие N10, что исключает попадание некондиционной нефти в РТ-1,2. При достижении заданного параметра качества происходит обратное переключение задвижек.

Задвижки N11 и N12 управляются дистанционно оператором, который выбирает, из какого резервуара должен производиться налив. При этом ручными задвижками устанавливается, в какой из резервуаров должна производиться подача товарной нефти из КСУ. Одновременное использование одного резервуара для налива и слива не допускается.

Технологическая схема предусматривает меры по максимальному снижению взрывоопасности технологических блоков, входящих в нее. При возникновении аварийной ситуации в любом из блоков (угроза разгерметизации) должно производится его дистанционное отключение отсечными задвижками.

Аварийные и предупредительные сигналы об отклонении от нормы технологических параметров (температуры, давления, расхода или уровня в аппаратах и трубопроводах) или о возникновении пожара должны выводится на АРМ оператора. Подача сигнала о пожаре на открытых площадках производится ручными пожарными извещателями.

В проекте предусмотреть автоматическую светозвуковую сигнализацию 20% и 50% НКПВ на площадках технологических аппаратов и в операторной.

В соответствии с технологией работы ЦПС и заданием на автоматизацию от отдела пожаротушения на установке ПТ необходимо предусмотреть:

1. Местный контроль:

- температуры воды в резервуарах РВС-1,2;

- максимального и минимального уровня в резервуарах РВС-1,2;

2. Дистанционный контроль и сигнализацию:

- минимальной температуры воды в резервуарах РВС-1,2;

- максимального и минимального уровня в резервуарах РВС-1,2;

- максимального и минимального уровня в емкости пенообразователя Е102;

3. Местную сигнализацию:

- максимального и минимального уровня в резервуарах РВС-1,2;

- максимального и минимального уровня в емкости пенообразователя Е102.

В соответствии с технологией работы ЦПС и заданием на автоматизацию от отдела водоснабжения и канализации на установках ХПВ и ПДС необходимо предусмотреть:

1. Местный контроль:

1.1. Температуры и уровня в резервуарах питьевой воды РГС-1,2;

1.2. Давления:

- на выкиде насосов Н1.1-1,2;

- на выкиде погружных насосов в ЕП101…104;

2. Дистанционный контроль и сигнализацию:

2.1. Минимальной температуры в резервуарах питьевой воды РГС-1,2;

2.2 Минимального, текущего и максимального уровня в резервуарах питьевой воды РГС-1,2;

2.3. Давления:

- максимального - на выкиде погружных насосов в ЕП101…104;

2.4. Максимального и минимального уровня в дренажных емкостях ЕП101…104.

Автоматизация котельной в объеме блочно-комплектной поставки обеспечивает вывод обобщенного сигнала «Авария» в операторную.

Вывод по первому разделу

В данном разделе был приведен анализ технологического оборудования; рассмотрен объект автоматизации, а также приведена характеристика технологического процесса, дан состав центрального пункта сбора. Представлена технология работы центрального пункта сбора и показан требуемый объем автоматизации центрального пункта сбора.



2 КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Разработка подсистемы ввода

Выбор приборов и датчиков для подсистемы ввода основан на применении зарекомендовавших себя на практике устройств. Преимущественно выбраны приборы и датчики, разрабатываемые и производимые отечественной промышленностью. Все устройства, эксплуатируемые во взрывоопасных зонах, выбраны взрывозащищенного исполнения с классом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» (Exd) или «искробезопасная цепь» (Exia). [24]

2.1.1 Датчики измерения температуры

В соответствии с требуемым объемом автоматизации необходимо измерять температуру в аппаратах, технологических трубопроводах. Также необходимо измерять температуру подшипников насосов. [3]

Для измерения температуры в технологических аппаратах с показанием измеренного значения по месту выберем термометр биметаллический ТБ-2 производства ОАО «Теплоконтроль» г. Казань. [3]

Термометры ТБ-2 предназначены для измерения температуры в жидких и газообразных средах, в том числе на судах и АЭС.

Основные технические характеристики приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Основные технические характеристики ТБ-2

Пределы измерений, °С	Класс точности	Длина погружения l, мм	D, мм	d, мм	h, мм	S, мм	d1
-50..+50; -50..+100; -50..+150; -30..+60; -20..+40;	1,5 2,5;	40; 80; 100;125; 160; 200; 250; 315	60	10	24	22	М20Х1,5
0..+60; 0..+100; 0..+120; 0..+150; 0..+200; 0..+300;

Для измерения температуры в технологических аппаратах с передачей измеренного значения в операторную выберем термометр сопротивления медный с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274-Exia производства промышленной группы «Метран» г. Челябинск. [4]

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 нормирующих преобразователей.

Таблица 2.2 - Технические характеристики ТСМУ Метран-274-Exia

Выходной сигнал, мА	0 - 5, 4 - 20
Диапазон преобразуемых температур, °С	-50…100, -50…150, -50…50, 0…50, 0…100, 0…150, 0…180
Предел допустимой основной приведённой погрешности	0,25; 0,5
Зависимость выходного сигнала от температуры	линейная
Степень защиты преобразователя от воздействия пыли и воды	IP65 по ГОСТ 14254
Напряжение питания	от 18 до 42 В постоянного тока - для термопреобразователя с выходным сигналом 4 - 20 мА; 36 В постоянного тока - для 0 - 5 мА
Потребляемая мощность, Вт	не более 0,9
Длина монтажной части, мм	60…1250



Схема подключения ТСМУ Метран-274-Exia к контроллеру приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Схема подключения ТСМУ Метран-274-Exia к контроллеру

Для подключения к контроллеру Метран-274-Exia необходим 1 аналоговый вход Ex - исполнения (4 - 20 мА).

Для измерения температуры подшипников насосов выберем термопреобразователи сопротивления медные ТСМ Метран-243 (50М) производства промышленной группы «Метран» г. Челябинск. [4]

ТСМ Метран-243 предназначены для измерения температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел.

НСХ - 50М.

Схема соединений - четырехпроводная.

Диапазон измеряемых температур - минус 50…120°С.

Длинна удлинительных проводов - до 15 м.

Для преобразования измеренной температуры подшипника насоса в унифицированный выходной сигнал выберем малогабаритный измерительный преобразователь Элемер ИПМ 0196/M0/50М.

Измерительный преобразователь Элемер ИПМ 0196/M0/50М предназначен для преобразования сигналов термопреобразователей сопротивления и преобразователей термоэлектрических в унифицированный токовый сигнал 4-20 мА.

ИПМ монтируется на DIN-рейку 35 мм. Габаритные размеры - 18х45х75.

Для обеспечения взрывозащиты ИПМ 0196 необходимо установить во взрывозащищенную соединительную коробку - например в КВ-ССА-0, производства ОАО «КГА», г. Калининград.

Схема подключения Метран-243 контроллеру представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Схема подключения Метран-243 к контроллеру

Для подключения к контроллеру Метран-243 (через ИПМ 0196) необходим 1 аналоговый вход (4 - 20 мА).

2.1.2 Датчики измерения давления

В соответствии с требуемым объемом автоматизации необходимо измерять давление в аппаратах, технологических трубопроводах, на приеме и напоре насосов.

Для измерения давления в технологических аппаратах с показанием измеренного значения по месту выберем манометр МП-4У c мембранным разделителем производства ОАО «Манотомь» г. Томск. [6]

Манометры МП-4У предназначены для измерения избыточного давления неагрессивных, не кристаллизующихся по отношению к медным сплавам жидкостей, пара и газа.

Пределы показаний прибора: от 0 до 0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000; 1600 кгс/см2.

Для измерения давления в технологических аппаратах с передачей измеренного значения в операторную выберем малогабаритный датчик избыточного давления Метран-55-Ex, производства промышленной группы «Метран» г. Челябинск. [7]

Малогабаритный датчик давления Метран-55-Ex предназначен для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Датчик обеспечивает непрерывное преобразование измеряемого избыточного давления в выходной унифицированный сигнал. Метран-55-Ex предназначен для измерения давления нейтральных и агрессивных сред. Простота конструкции, надежность, малые габариты, невысокая стоимость обеспечивают повышенный спрос потребителей.

Диапазон измеряемых давлений - от 0-0,06 МПа до 0-100 МПа. Выходной сигнал: 4-20 мА.

Вид взрывозащиты - ExiaIICT5X.

Схема подключения Метран-55-Ex к контроллеру представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Схема подключения Метран-55-Ex к контроллеру

Для подключения к контроллеру Метран-55-Ex необходим 1 аналоговый вход Ex - исполнения (4 - 20 мА).

Для измерения давления на приеме и напоре насосов с сигнализацией о достижении минимального и максимального значений измеряемого давления в операторную выберем манометр показывающий, сигнализирующий, взрывозащищенный ДМ2005СГ1Ех производства ОАО «Манотомь» г. Томск.

ДМ2005СГ1Ех предназначен для измерения избыточного и вакуумметрического давления различных сред и управления внешними электрическими цепями от сигнализирующего устройства прямого действия.

Технические характеристики ДМ2005Сг1Ех приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Технические характеристики ДМ2005Сг1Ех

Диапазон показаний, кгс/см2	от 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6;10; 16; 25; 40; 60; 100;160; 250; 400; 600; 1000; 1600
Класс точности	1,5
Диапазон измерений избыточного давления, %	0…75
Диапазон уставок приборов, %	5…95
Напряжение внешних коммутируемых цепей, В	24; 27; 36; 40; 110; 220 - для цепей переменного тока 24; 27; 36; 40; 110 - для цепей постоянного тока

Сигнализирующее устройство может быть четырех исполнений:

- III - два размыкающих контакта;

- IV - два замыкающих контакта;

- V - Левый контакт размыкающий (min), правый замыкающий (max);

- VI - Левый контакт замыкающий (min), правый размыкающий (max).

Переключение контакта происходит в момент достижения стрелкой давления уставки левого или правого указателя.

Выберем исполнение сигнализирующего устройства IV - два замыкающих контакта.

Для подключения к контроллеру ДМ2005СГ1 Ex необходимо 2 дискретных входа DC24V.

2.1.3 Приборы измерения расхода

В соответствии с требуемым объемом автоматизации необходимо измерять расход нефти, расход воды от аппаратов УПН в дренажные емкости Е-6/1…3, расход газа на факел и на собственные нужды.

Для измерения расхода нефти выберем счетчик нефти турбинный МИГ, производства ООО «Бозна», г. Бугульма республики Татарстан. [8]

Счетчики нефти турбинные МИГ предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов на технологических установках нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

Счетчик состоит из следующих составных частей:

а) турбинного преобразователя расхода;

б) магнитоиндукционного датчика НОРД-И2У-04;

в) блока обработки данных «VEGA-03».

Измеряемая среда - нефть по ГОСТ Р 51858-2002 и нефтепродукты:

а) температура от 0 до +60?С;

б) кинематическая вязкость (1-100) ?10-6м2/с;

в) размеры механических примесей не более 4мм;

г) содержание свободного газа не допускается;

д) механические примеси в виде волокнистых материалов не допускаются.

Окружающая среда:

а) температура:

- преобразователя расхода и датчика от минус 50 до +50?С;

- блока «VEGA-03» от +5 до +40?С.

б) верхнее значение относительной влажности:

- преобразователя расхода и датчика 95% при температуре +35?С;

- блока «VEGA-03» 95% при температуре +30°С;

в) внешние электрические и магнитные поля, кроме земного отсутствуют.

Счетчик имеет уровень взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 51330.1 и маркировку взрывозащиты 1ExdIIBT4 по ГОСТ Р 51330.0 за счет применения взрывозащищенного магнитоиндукционного датчика с маркировкой 1ExdIIBT4 согласно ГОСТ Р 51330.0.

Степень защиты датчика по ГОСТ 14254 - IP65.

Преобразователь расхода совместно с датчиком предназначен для эксплуатации в условиях взрывоопасных зон всех классов помещений и наружных установок согласно «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), и другим документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.

Блок VEGA-03 - изделие общего назначения и предназначен для установки вне взрывоопасных зон.

Блок осуществляет вычисление текущего расхода и регистрацию общего объема нефти, имеет выход 4-20 мА по текущему расходу нефти.

Для подключения к контроллеру счетчика нефти МИГ необходим 1 аналоговый вход (4 - 20 мА).

Для измерения расхода пластовой воды от сепаратора, отстойника и электродегидратора в дренажные емкости Е-6/1…3, а также для измерения расхода пресной воды от ТО-2 в электродегидратор выберем преобразователь расхода вихреакустический Метран-303ПР-Ех производства промышленной группы «Метран» г. Челябинск. [9]

...