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

Пример вызова блока (для сигнализации загазованности на площадке Отстойника О-1 и электродегидратора ЭГ-1) показан на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Пример вызова блокасигнализации загазованности

Назначение входных/выходных переменных блока дано в таблице 3.8:

Таблица 3.8 - Назначение входных/выходных переменных блока

Название	Тип	Напр.	Назначение
in_20	BOOL	IN	Сигнал от блока о загазованности 20%
in_50	BOOL		Сигнал от блока о загазованности 50%
test	BOOL		Сигнал проверки исправности ламп/звонка (при пуско-наладке)
pulse	BOOL		Прерывистый сигнал
clear	BOOL		Сброс
Tim	TIMER		Таймер времени проверки сигнализации
o_20	BOOL	OUT	Сигнал на лампу “20% загазованность”
o_50	BOOL		Сигнал на лампу “50% загазованность”
o_horn	BOOL		Сигнал на звонок
testing	BOOL		Флаг проведения проверки

Соответствие номеров блоков данных и номеров площадок приведено в таблице 3.9.

Таблица 3.9 - Соответствие номеров блоков данных и номеров площадок

Символьное обозначение блока	Номер блока	Площадка
СТМ_07	DB130	07 С-1; ГС-1; БЕ-1
СТМ_08	DB131	08 Н-1
СТМ_10	DB132	10 ПП-1/1
СТМ_11	DB133	11 О-1/1; ЭГ-1/1
СТМ_15	DB134	15 КСУ

Функциональный блок FB55 - управление регулирующим клапаном

При проектировании систем автоматизированного управления необходимо предусматривать возможность ручного управления исполнительными механизмами. Для того, чтобы можно было в ручном режиме управлять клапаном был сделан блок FB55. Его назначение - переключение источника сигнала в зависимости от режима работы. Существует два режима работы регулирующего клапана:

Автоматический - клапаном управляет технологическая программа;

Дистанционный - клапаном управляет оператор через АРМ.

Пример вызова блока показан на рисунке 3.8 (клапан 07-34).



Рисунок 3.8 - Пример вызова блока управление клапаном

Назначение входных/выходных переменных блока дано в таблице 3.10:

Таблица 3.10 - Назначение входных/выходных переменных блока

Название	Тип	Напр.	Назначение
auto_dist	BOOL	IN	Выбор режима: автоматический/ дистанционный
in_auto	REAL		Управление в автоматическом режиме
in_dist	REAL		Управление в дистанционном режиме
o_valve	REAL	OUT	Сигнал на клапан

Для управления клапаном, необходимо установить соответствующую переменную в блоке данных конкретного клапана. Соответствие блоков данных номерам клапанов приведено в таблице 3.11.

Таблица 3.11 - Соответствие блоков данных номерам клапанов

Символьное обозначение блока	Номер блока	Клапан
PV7-34	DB140	07-34
PV7-33	DB141	07-33
PV7-04	DB142	07-04
PV13-07	DB143	13-07
PV13-08	DB144	13-08
PV15-04	DB145	15-04

Функциональные блоки масштабирования

В контроллерах SIEMENSS7-300/400 аналоговые величины представляют собой значения, считываемые из АЦП и записываемые в ЦАП. Для приведения переменной к единицам измерения созданы функциональные блоки масштабирования. Список блоков приведен в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Функциональные блоки масштабирования

Символьное обозначение блока	Номер блока	Объекты
scale_07	FB11	Сепаратор С-1; газосепаратор ГС-1; буферная емкость БЕ-1
scale_08	FB12	Технологическая насосная Н-1
scale_11	FB14	Отстойник О-1; Электродегидратор ЭГ-1
scale_15	FB15	Концевая сепарационная установка КСУ

Аналоговые модули могут быть различной разрядности (12/13/15/16 бит). Не зависимо от разрядности максимальное и минимальное значение остается постоянным - меняется только шаг приращения. В блоках масштабирования осуществляется приведение входных аналоговых величин к единицам измерения с помощью функции FC105 SCALE. Выходные аналоговые величины приводятся к значениям ЦАП из единиц измерения с помощью функции FC106 UNSCALE. Пример масштабирования приведен на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 - Пример масштабирования



В данном примере осуществляется масштабирование уровня раздела фаз нефть/газ в сепараторе С-1.

Вывод по третьему разделу

В данном разделе рассматривается разработка микропроцессорной системы управления. Происходит выбор контроллера для создания АСУТП, выбор компьютера для АРМ оператора. Представлена разработка схемы организационной структуры АСУТП. Дана разработка электрических принципиальных схем клапана, насоса, задвижки. Разработаны схемы подключения модулей ввода аналоговых сигналов, модулей ввода дискретных сигналов, модулей вывода дискретных сигналов. Дана разработка технологических программ.



4 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИНЯТЫХ РЕШЕНИЙ

4.1 Экономическая эффективность проекта

В данном разделе рассчитываются:

- продолжительность и стоимость работ по проектированию АСУТП;

- затраты на проектирование и изготовление системы;

- текущие затраты, связанные с эксплуатацией системы;

- прибыль от внедрения установки;

- показатели экономической эффективности от внедрения системы.

Календарный план-график проектирования

Определим этапы проектирования и их продолжительность. Календарный план-график проектирования представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Календарный план-график проектирования

Стадия (этап)	Продолжительность, час.
1. Составление технического задания	16
2. Анализ аналогов	16
3. Разработка функциональной схемы АСУТП	48
4. Подбор оборудования	80
5. Разработка схемы автоматизации	80
6. Разработка структурной схемы АСУТП	40
7. Разработка электрических принципиальных схем	80
8. Разработка блок-схем алгоритмов управления	160
9. Написание управляющей программы	160
10. Отладка управляющей программы	120
ИТОГО:	800

Для составления таблицы использовались нормативные и справочные материалы, экспертные оценки.

Затраты на проектирование

Заработная плата проектировщика



К_зп=Т_ст*t_общ

где Т_ст - часовая тарифная ставка проектировщика, руб. (Т_ст=60 руб.),

t_общ - суммарное время разработки, час. (t_общ=800).

К_зп=120*800=96000 руб.

Социальные отчисления от заработной платы

По действующему нормативу отчисления от заработной платы составляют: в ПФР -- по ставке 22% от начисленной зарплаты; в ФСС РФ -- по ставке 2,9%; в ФФОМС -- по ставке 5,1%, ФСС НС и ПЗ - 0,5% (4 класс профессионального риска). Итого: 30,5%

К_соц=К_зп*Н_соц

где Н_соц=0,305

К_соц=96000*0,305=29280 руб.

Затраты машинного времени

К_маш=Т_маш*t_маш

где Т_маш - часовая ставка аренды ЭВМ, руб./час; t_маш-время работы на ЭВМ, час.

Так как проектирование выполняется на ЭВМ, то машинное время равно времени проектирования, за вычетом этапа составления технического задания.

Значит t_маш=800-16=784 часа.

Часовая ставка аренды ЭВМ определяется ее стоимостью и временем эксплуатации. Современные программы, используемые при проектировании, требуют современной аппаратной платформы. Как правило, к современной можно отнести систему общей стоимостью 25000 руб. Моральное устаревание ЭВМ наступает через два года. Время работы в течение одного года в среднем составляет 2000 часов.

Таким образом, К_маш=784*(25000/4000)=4900 (руб.)

Аренда программного обеспечения

При разработке проекта использовался ряд лицензионных программ, стоимость использования которых составляет:

К_ПО=Т_ПО*t_маш, где

- часовая ставка аренды ПО.

При разработке проекта использовались программы с неограниченной по времени лицензией. Как правило, цикл жизни программного обеспечения (до выхода новой версии) составляет максимум два года.

Стоимость использованных программ составляет:

- Microsoft® Windows® XPProfessional SP2 - 4490 рублей;

- Microsoft® Office XP - 14740 рублей;

- Autodesk® AutoCAD® 2006 Commercial Unlimited - 110770 рублей;

Значит, часовые ставки аренды каждого ПО будут равны:

Т_по1=4490/4000=1,1225,

Т_по2=14740/4000=3,6850,

Т_по3=110770/4000=27,6925,

Тогда K_ПО=(1,1225+6,6850+27,6925)*784=27832 руб.

Затраты на литературу, расходные материалы

К_рм=1000 руб.

Прочие затраты принимаем в размере 20% от К_зп

К_пз=0,2*К_зп=0,2*48000=9600 руб.

Итого затраты на проектирование

К_пр=К_зп+К_соц+К_маш+К_ПО+К_рм+К_пз,



К_пр=96000+29280+4900+27832+1000+9600=168612 руб.

Затраты на изготовление системы

Затраты на материалы представлены в таблице 4.2:

Таблица 4.2 - Затраты на проектирование

Материал	Норма расхода	Цена за единицу, руб.	Сумма затрат, руб.
Кабель КВВГз 4х1	500 м	17	8500
Кабель КВВГз 7х1	1000 м	31	31000
Кабель КВВГз 10х1	2000 м	44	88000
Кабель КВВГз 14х1	500 м	56	28000
Кабель КВВГЭ 5х1,5	2000 м	32	64000
Кабель КВВГЭ 10х1,5	500 м	58	29000
Кабель КВБбШв 14х1	1000 м	74	74000
Трубы ВГП 15х2,8	4000 м	32	128000
Трубы ВГП 20х2,8	1500 м	42	63000
Трубы ВГП 40х3,5	300 м	94	28200
ИТОГО:	541700

Затраты на покупные комплектующие представлены в таблице 4.3:

Таблица 4.3 - Затраты на покупные комплектующие

Прибор, материал	Количество	Цена за единицу, руб.	Сумма затрат, руб.
ТБ-2	10	420	4200
Метран-274-Ех	12	2480	29760
МП-4У	10	290	2900
Метран-55-Ех	10	3450	34500
ДМ2005Сг1Ех	20	5200	104000
МИГ-50-1,6	3	92800	278400
Метран-303ПР-Ех	2	25100	50200
Метран-331-Ех	5	56680	283400
ПМП-152	10	6000	60000
Rosemount 3302	2	32500	65000
СТМ-10	2	87000	174000
МВН-1	1	415000	415000
ПВК-22	30	2443	73290
Экран -СЗ	30	5560	166800
Коробка клеммная	15	5000	75000
ПЛК	1	250000	250000
ИТОГО:	2066450

Затраты на заработную плату рабочих, выполняющих монтаж и наладку АСУТП

К_зп.изг= Т_ст*t_оп,

где Т_ст - часовая тарифная ставка рабочего, руб.;

t_оп - норма времени на операцию, час

Необходимые операции, их норма времени и тарифная ставка представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Необходимые операции, норма времени и тарифная ставка

Работа (операция)	Тарифная ставка, руб.	Норма времени, ч.	Сумма, руб.
Монтаж датчиков	100	40	4000
Монтаж щитов	125	24	3000
Осуществление электрической разводки	85	80	6800
Наладка АСУТП	150	48	7200
ИТОГО:	21000

Таким образом К_зп.изг=21000 руб.,

Социальные отчисления от заработной платы

К_соц=К_зп.изг*Н_соц=21000*0,305=6405 руб.

Затраты на инструмент

К_инс=Н_расх*Ц_инс

где Н_расх - количество инструментов, шт. (Н_расх=10).

Ц_инс - средняя цена инструмента, руб. (Ц_инс=200 руб.).

К_инс=10*200=2000 руб.

Итого затраты на изготовление системы

К_изг=541700+2066450+21000+6405+2000=2637555 руб.

Затраты на эксплуатацию системы на один год

Затраты на электроэнергию

С_э=М*t_раб*k_пот*Ц_эн

где М - установленная мощность устройства (системы), кВт,

t_раб - время работы за год, час,

k_пот - коэффициент учета потерь в сети (k_пот=1,1),

Ц_эн - цена одного кВт электроэнергии, руб.

С_э=10*(350*24)*1,1*4,8=443520 руб.

Амортизационные отчисления по устройству

С_ам=К_изг*Н_ам,

где Н_ам - годовая норма амортизации (Н_ам=15%)

С_ам=2637555*0,15=395633,25 руб. Затраты на ремонт устройства

С_рем=К_изг*Н_рем



где Н_рем - годовая норма на ремонт (Н_рем =10%)

С_рем=2637555*0,1=263755,5 руб.

Итого эксплуатационные затраты на 1 год составят

С_экспл.=443520+395633,25+263755,5=1102908,75 руб.

Экономия текущих производственных затрат за один год

Экономия на заработной плате

Экономия на заработной плате обеспечивается сокращением персонала. При неавтоматизированном обслуживании установки, расположенной на большой территории, необходимо не менее шести человек. При автоматизированном обслуживании достаточно двоих операторов. Так как работа на ЦПС ведется в три смены, общее количество сокращаемых работников () - 12 человек:

?С_зп=?Ч*ЗП_ср*12

При средней зарплате обходчика (ЗП_ср) 40000 рублей в месяц (работа вахтенным методом) эффект составит:

?С_зп=12*40000*12=5760000 руб.

Социальные отчисления от заработной платы

?С_соц=?С_зп*0,305=5760000*0,305=1756800 руб.

Основная цель внедрения проектируемой установки состоит в том, чтобы за счет предотвращения аварий увеличить срок службы аппаратов. Это достигается, во-первых, уменьшением количества обслуживающего персонала на взрывоопасной территории, а во-вторых, введением средств автоматического контроля загазованности атмосферы, исключающие возможность взрыва на территории установки.

При расчетном количестве аварий - две за срок службы (35 лет), принимая, что ущерб составит 20% от стоимости оборудования (стоимость оборудования составляет 95680000 рублей), получаем экономию в год:

?С_АВ=2*(1/35)*0,2* 95680000=546743 руб.

Итого экономия текущих производственных затрат составит

?С=5760000+1756800+546743=8063543 руб.

Экономическая эффективность разработки

Годовой экономический эффект, руб.

Э_г=?С-С_экспл=8063543-1102908,75=6960634,25 руб.

Срок окупаемости разработки, лет

Т_ок=К/Э_г

где, К=К_пр+К_изг - капитальные затраты,

К=168612 +2637555=2806167 руб.

Тогда получим:

Т_ок=2806167 /6960634,25=0,4 года

В результате разработки и внедрения АСУТП получим:

- экономия текущих производственных затрат составит 8063543 руб./год.

- Срок окупаемости системы - 5 месяцев.

Учитывая, что расчетный срок службы центрального пункта сбора данного нефтяного месторождения составляет 35 лет, можно сделать вывод, что создание АСУТП является целесообразным.

4.2 Охрана труда и экологическая безопасность предприятия

На центральном пункте сбора данного нефтяного месторождения опасные условия обусловлены:

1) высоким давлением в аппаратах и трубопроводах (до 75 кгс/см²);

2) пожаро- и взрывоопасностью нефти и нефтяного газа;

3) вредностью для человеческого организма нефтяного газа и паров нефти.

4) использованием контрольно-измерительных приборов, аппаратуры и запорно-регулирующей арматуры с питанием от электрической сети (380/220В);

Опасные условия могут возникнуть вследствие:

1) повышения допустимого давления в оборудовании при образовании пробок из парафиновых отложений, отложений солей, при нарушении порядка открытия и закрытия задвижек и кранов;

2) неисправности предохранительных устройств, контрольно-измерительных приборов, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах, емкостях, трубопроводах;

3) несвоевременного обнаружения мест пропуска нефтяного газа;

4) разрыва трубопроводов или аппаратов из-за внутренней коррозии, расслоения металла стенки трубопроводов или аппаратов, сварных стыков, трещин, надрывов, вмятин, раковин в стенках аппаратов;

5) ошибочных действий рабочего персонала.

В целях предупреждения возникновения опасных ситуаций и снижения вредности производства в проекте предусмотрены следующие мероприятия:

1) полная герметизация системы добычи, подготовки и транспорта нефти;

2) все аппараты имеют предохранительные клапаны;

3) все нефтесборные и технологические трубопроводы подвергаются контролю сварных стыков и гидравлическому испытанию на прочность, плотность и герметичность;

4) контроль сварных стыков выкидных и технологических трубопроводов предусмотрен физическими методами контроля (радиографическим, ультразвуковым, магнитографическим);

5) подземные дренажные нефтепроводы покрываются антикоррозийной изоляцией от электрохимической коррозии, с подключением к катодной защите, надземные трубопроводы окрашиваются;

6) для удаления отложений парафина и солей предусмотрена периодическая пропарка трубопроводов и аппаратов;

7) для мониторинга технологического процесса предусмотрена установка контрольно-измерительных приборов во взрывобезопасном исполнении, контролирующих давление, температуру и уровень в аппаратах, расход жидкости или газа в трубопроводах с сигнализацией аварийных параметров в операторной;

8) проектом предусмотрена сигнализация неисправности и обрыва линии связи с контрольно-измерительными приборами и запорно-регулирующей арматурой;

9) в проекте предусмотрена предупредительная (20% НКПВ) и аварийная (50% НКПВ) светозвуковая сигнализация загазованности (по метану) во взрывоопасных помещениях и наружных установках. Также сигнал о достижении 20%, 50% НКПВ передается в операторную с постоянным присутствием дежурного персонала;

10) предусмотрено включение вентиляции в производственных помещениях при загазованности 20% НКПВ;

11) в системе производственной канализации предусмотрены гидрозатворы - чтобы попутный и нефтяной газ не распространялись по системе трубопроводов;

12) на напоре насосов предусмотрена установка сигнализирующих манометров, для отключения насоса при аварийном повышении давления в трубопроводе;

13) для защиты от поражения электрическим током предусмотрено защитное заземление всех металлических корпусов, щитов, аппаратов, приборов, защитных металлических труб, которые могут оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции;

14) для обеспечения безопасности обслуживающего персонала, сохранности зданий и сооружений от взрыва, разрушения и загорания при прямых ударах молнии проектом предусмотрена молниезащита, защита от разрядов статического электричества совмещена с защитным заземлением;

15) для рабочего персонала предусмотрены спецодежда, противогазы, неискрящий инструмент, взрывобезопасные фонари (питание 12 В), переносной газоанализатор;

16) территория ЦПС огорожена, по территории развешены предупредительные надписи: «Взрывоопасно», «Огнеопасно», «Не курить», «Посторонним вход воспрещается» и др.

Для ликвидации аварийных ситуаций и минимизации вредного воздействия на человека и окружающую среду предусмотрены следующие мероприятия:

1) площадки под аппаратами имеют бетонное покрытие с бортиком высотой 15…20 см - для сбора утечек нефти, с последующей переработкой;

2) на напорных трубопроводах от каждого агрегата установлены задвижки - при аварии задвижка закрывается, и, следовательно, количество разлитой нефти гораздо меньше;

3) в проекте предусмотрена пожарная сигнализация на всех пожароопасных площадках с одновременным отключением аппаратуры в области возгорания и автоматическое закрытие электроприводных задвижек на входе и выходе площадки;

4) в проекте предусмотрено водяное и пенное пожаротушение площадок;

5) в проекте предусмотрено автоматическое порошковое пожаротушение в нефтяных насосных;

6) Защита нефтяной насосной от разрушения при взрыве достигается соблюдением достаточной площади наружных легкосбрасываемых ограждающих конструкций, в качестве легкосбрасываемых конструкций использован профнастил с полимерным покрытием;

7) конструкции площадок и опор для размещения технологического оборудования и трубопроводов выполняются из несгораемых материалов.

Автоматизация центрального пункта сбора предусматривает:

1) местный и дистанционный режим управления приводами насосов, задвижек, клапанов с сигнализацией текущего режима в операторной;

2) противоаварийную автоматическую защиту насосов - отключение по давлению на приеме и напоре, по температуре подшипников, по минимальному уровню в емкости из которой производится откачка или по максимальному уровню в емкости, куда качает насос, загазованности 50% НКПВ и при пожаре;

3) противоаварийную автоматическую защиту задвижек - схема управления исключает одновременное присутствие сигналов «открыть» и «закрыть»;

4) проверку местной сигнализации загазованности из операторной - с АРМ оператора, и по месту - с помощью специальной кнопки;

5) автоматическое отключение оборудования при пожаре и перераспределение потоков нефти на другие аппараты;

6) при аварии на площадке - поток нефти подается в обход аварийного аппарата на концевую сепарационную установку и далее в сырьевой резервуар;

Для управления и контроля технологическими процессами на центральном пункте сбора предусмотрена АСУТП, на верхнем уровне которой располагается автоматизированное рабочее место оператора - АРМ оператора.

С помощью АРМ оператор:

1) осуществляет контроль технологическим процессом - все параметры отображены на мнемосхемах;

2) дистанционно управляет исполнительными механизмами - насосами, задвижками, клапанами;

Для снижения нагрузки на оператора, а, следовательно, и вероятности его ошибки, на главной мнемосхеме отображаются только основные технологические параметры, а также индикаторы «норма/авария», «включен/выключен». Для получения подробной информации об аппарате необходимо перейти на его мнемосхему. Все мнемосхемы выполнены с использованием контрастных цветов - нормальные значения технологических параметров подсвечиваются нейтральными цветами (зеленый, синий), пороговые значения - желтым цветом (мигающим) и сопровождаются звуковой сигнализацией, а аварийные - мигающим красным цветом и непрерывной звуковой сигнализацией. Звуковая сигнализация при аварийных ситуациях более громкая и имеет большую частоту.

Цифровые индикаторы на мнемосхемах дублируются стрелочными приборами, а уровень заполнения аппарата дополнительно отображается графически в виде заливки контура аппарата на определенную высоту.

В целях защиты основных настроек АСУТП от несанкционированного изменения, а также для ведения архива действий пользователя в АРМ предусмотрена авторизация пользователей.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках поставленных задач в первом разделе осуществлен обзор и анализ объекта автоматизации, приведена общая характеристика, состав и технология работы центрального пункта сбора.

Во втором разделе была разработана подсистема ввода-вывода АСУТП, подобраны датчики и средства автоматизации с обоснованием их выбора. Разработаны схемы функциональные автоматизации установки подготовки нефти и систем пожаротушения, водоснабжения и канализации с описанием алгоритмов управления исполнительными механизмами (запорно-регулирующей арматуры и насосов).

В третьем разделе разработана микропроцессорная система управления. Произведен выбор управляющего контроллера, модулей ввода-вывода и компьютера для АРМ оператора. Разработана схема организационная структуры АСУТП, схемы электрические принципиальные управления клапанами, насосами и задвижками. Для управляющего контроллера выбраны коммуникационные модули и рассчитаны блоки питания; разработаны схемы электрические принципиальные подключения модулей ввода-вывода. Также приведена схема электрическая принципиальная подключения компьютера для АРМ оператора.

В четвертом разделе произведен расчет экономической эффективности разработки и внедрения АСУТП, который показал окупаемость системы через 5 месяцев, а также приведены мероприятия по технике безопасности и защите рабочего персонала и окружающей среды.

Таким образом, разработанная АСУТП позволяет повысить надежность и безопасность эксплуатации оборудования; своевременно предотвращать аварийные ситуации; значительно улучшить и облегчить работу обслуживающего персонала; снизить эксплуатационные расходы.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Правила устройства электроустановок. Шестое издание. Дополненное с исправлениями. - М.: ЗАО «Энергосервис», 2006. - 440 с.

2.Алиев И. И. Справочник по электроники и электрооборудованию: Учеб. пособие для ВУЗов / И. И. Алиев. - 3-е изд., испр. - М.: Высш. шк., 2002. - 255 с.

3.Каталог продукции ОАО «Теплоконтроль». - Казань: ОАО «Теплоконтроль», 2010.

4.Датчики температуры: Каталог продукции. - 6-е изд. - Челябинск: ПГ «Метран», 2015. - 312 с.

5.Научно - производственное предприятие «Элемер»: каталог продукции. - М.: НПП «Элемер», 2014. - 120 с.

6.Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие сигнализирующие: Руководство по эксплуатации 5Ш0.283.304. РЭ. - Томск.: ОАО «Манотомь», 2010.

7.Датчики давления: Каталог продукции. - 6-е изд. - Челябинск: ПГ «Метран», 2015. - 326 с.

8.Счетчик нефти МИГ: Руководство по эксплуатации. - ОАО «БОЗНА», 2015.

9.Расходомеры, счетчики: Каталог продукции. - 6-е изд. - Челябинск: ПГ «Метран», 2017. - 368 с.

10.Уровнемеры: Каталог продукции. - 6-е изд. - Челябинск: ПГ «Метран», 2017. - 206 с.

11.Закрытое акционерное общество «Альбатрос»: Каталог продукции. - М.: ЗАО «Альбатрос», 2017. - 352 с.

12.Устройства «СЕНС» - Уровнемеры ПМП-118, ПМП-128, ПМП-138, ПМП-201.: Руководство по эксплуатации СЕНС 424411.001РЭ. - НПП «Сенсор», 2015.

13.МВН-1: руководство по эксплуатации. - «НПП Нефтесервисприбор», 2015.

14.ФГУП СПО «Аналитприбор»: каталог продукции. - Смоленск: ФГУП СПО «Аналитприбор», 2016. - 275 с.

15.Низковольтная электроаппаратура во взрывозащищённом исполнении: каталог. - Зеленокумск.: ОАО «ВЭЛАН», 2010.

16.Запорный клапан с электромагнитным приводом КВФУ.ЗК-М 50 РЭ: Руководство по эксплуатации. - Москва: ЗАО «РУСТ-95», 2017

17.Программируемый контроллер S7-300. Данные модулей. - Справочное руководство, издание 10/2010.

18.Программируемый контроллер S7-300. Аппаратура и монтаж. - Справочное руководство, издание 10/2010.

19.ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

20.ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

21.РМ4-59-95. Состав, оформление и комплектование рабочей документации.

22.ГОСТ 21.408 - 93. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов.

23.СТП-01-007-97. Автоматизированная система управления технологическими процессами нефтегазодобычи. Основные положения. ОАО «Лукойл». Москва

24.РМ4-2-96. Системы автоматизации. Схемы автоматизации. Указания по выполнению.

Размещено на Allbest.ru

...