Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Список используемых сокращений

Введение

1. Описание технологического процесса

1.1 Характеристика объекта

1.2 Технологическая схема УПСВ

2. Постановка задачи

2.1 Характеристика комплекса задач

2.2 Функции АСУ ТП

3. Разработка системы автоматизации УПСВ

3.1 Объем автоматизации

3.2 Структура системы автоматизации

3.3 Алгоритм контроля и управления

3.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации

3.4.1 Полевые приборы

3.4.2 Выбор контроллера

3.4.3 Выбор модулей ввода/вывода

3.4.4 Выбор шасси контроллера и источника питания

3.5 Разработка верхнего уровня

4. Расчет надежности

5. Комплексная оценка экономической эффективности

5.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта

5.2 Расчет единовременных затрат

5.3 Затраты на разработку

5.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения

5.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы

5.6 Выводы по разделу

6. Безопасность и экологичность проекта

6.1 Обеспечение безопасности работающих

6.1.1 Характеристика условий труда

6.1.2 Шум и вибрации на производстве

6.1.3 Расчет искусственного освещения

6.1.4 Микроклиматические условия производственной среды

6.1.5 Средства индивидуальной защиты

6.1.6 Электробезопасность

6.2 Оценка экологичности проекта

6.3 Чрезвычайные ситуации

6.3.1 Оценка взрывобезопасности

6.3.2 Пожаробезопасность

6.4 Выводы

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Список используемых сокращений

УПСВ - установка предварительного сброса воды.

НГК - нефтегазовый комплекс.

АСУ - автоматизированная система управления.

ТП - технологический процесс.

ДНС - дожимная насосная станция.

ГЖС - газожидкостная смесь.

НЧДД - накопленный чистый дисконтированный доход.

ВНД - внутренняя норма доходности.

НГС - нефтегазосепаратор.

Введение

В течение многих лет нефтегазовый комплекс (НГК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Для обеспечения основных экономических целей развития НГК необходимо наличие эффективных, конкурентоспособных нефтегазовых компаний. Продукция НГК должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность предприятия, является эффективность производства. В этой связи, как за рубежом, так и у нас понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления предприятием. Необходимость быть конкурентоспособным производителем ставит на передний план вопрос автоматизации технологических процессов и использования на предприятиях современных информационных технологий для более высокого уровня управления производственным процессом. Эффективное управление позволит повысить качество продукции, уменьшить общие затраты.

Автоматизация технологических процессов является неотъемлемой частью корпоративной информационной системы нефтегазового предприятия.

В настоящее время многие промышленные предприятия в нашей стране находятся в стадии модернизации существующих автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Таким образом, перед руководителями служб, отвечающих за автоматизацию производства, встает проблема построения АСУ ТП на базе новых программно-аппаратных средств. Проблема сложная и ответственная, поскольку цена ошибки очень высока, и чревата она потерей не только денег, но и времени, что в рыночных условиях совершенно недопустимо. Особенно тяжелые последствия возникают, когда выясняется, что выбранные элементы системы не стыкуются между собой, не удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям и нет никаких средств и возможностей для исправления создавшейся ситуации.

Понимание этого факта заставляет как потребителей, так и производителей средств для АСУ ТП ориентироваться на архитектуру, использующую стандартные компоненты, и обладающую такими свойствами, как модульность и масштабируемость. Названные характеристики можно объединить одним термином - открытость [1].

Построение АСУ ТП на основе концепции открытых систем требует системной интеграции, подразумевающей, что аппаратно-программные средства различных фирм-производителей совместимы снизу доверху и комплексную проверку всей системы обеспечивает на своем стенде фирма-интегратор, которая по спецификации заказчика подбирает все необходимое оборудование и программное обеспечение. При таком подходе значительно уменьшается общая стоимость системы в результате применения более дешевого оборудования (при функциональных аналогичных характеристиках), частичной и поэтапной замены имеющихся на предприятии аппаратно-программных средств или даже сохранения на некоторых участках старого оборудования.

1. Описание технологического процесса

1.1 Характеристика объекта

УПСВ на ДНС-3 предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-3.

На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-3, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.

1 Описание потока нефти

Обводненная нефть замерных установок кустовых площадок с давлением 0,9 МПа и температурой 23 град. С поступает на крановый узел через задвижки №323, 234, 325, 326, 332, 320, 321 на первую ступень сепарации С - 1/1.2, 3, 4, 5, 6, 7. С первой ступени сепарации поток газа с остаточным содержанием жидкости в газосепараторах Г 3 и 5. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С - 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 производится с помощью регулирующего клапана поддерживающий уровень жидкости в сепараторах до половины аппарата.

2. Описание потоков пластовой воды и схема очистных сооружений

После дегазации нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Нефть поступает на «Хитер - Тритер 1, 2, 3» и отстойники О - 4, 5 где происходит нагрев жидкости от 23 до 50 град. С.

После УПСВ нефть поступает на вторую ступень сепарации С - 2/1, 2, 3, 5, 6. После сепарации нефть с давлением Р = 0,2 - 0,25 МПа и температурой 40 град. С поступает на насосы нефти Н - 1/1, 2, 3 после выхода с насосов нефть проходит через узел учета нефти и далее на ЦППН.

Регулировка уровня жидкости со второй ступени сепарации осуществляется с помощью регулирующего клапана установленного на выходе газа со второй ступени на факел.

Подтоварная вода поступает в резервуары отстойники РВС - 5000 №3, 4, 5, 6. После отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров самотеком поступает в насосы откачки очищенных стоков В 1, 2, 3, оттуда далее на КНС 2.

Уловленная нефть с высоты Н 7 - 7,5 м поступает самотеком в РВС 1, 2 (аварийные) либо на насосы Н 2/1, 2 подрезки или ЕП 12/2. Далее нефть поступает на вход первой ступени сепарации.

3. Отвод газа

Газ выделяемый после первой ступени сепарации С - 1 / 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает в сепараторы - каплеуловители Г 3, 4 (2.6), 5. В качестве газосепараторов - каплеуловителей применены горизонтальные аппараты, имеющие двухсторонний ввод, объемом 80 м3 и внутренним устройством по типу каплеуловителей ГС 4 конструкции СибНИИНП и ГТНГ.

В газосепараторе - каплеуловителе не допускается накопление жидкости. Жидкость из этих аппаратов должна свободно перетекать в линию нефти после сепараторов с первой ступени С 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.

Давление в аппаратах поддерживается с помощью регуляторов давления после себя. После газосепараторов - каплеуловителей Г 3, 4, 5 газ давлением 0,7 - 0,5 МПа подается в газопровод внешнего транспорта. Учет газа осуществляется с помощью трех диафрагм установленных в БУГ(блок учета газа).

Газ из сепараторов - буферов при давлении 0,56 МПа подается в газопровод. В случае невозможности подачи газа в газопровод внешнего транспорта газа сбрасывается на факел при помощи открытия задвижки №13.

Газ со второй ступени сепарации сбрасывается через клапанную сборку на факел Ф 1, 2.

4. Опорожнение аппаратов, откачка жидкости из конденсатосборников

Для опорожнения аппаратов используются дренажные трубопроводы, которые все соединены с подземной аварийной емкостью объемом 40 м3 Е 8, 9, 10, 11, 12/1, 12/2.

1.2 Технологическая схема УПСВ

Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-2 после сепараторов С-1/2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает на УПСВ.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах O-1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США) и отстойники О - 4,5.

Нефтяная эмульсия поступает в аппараты 0 -1, 2, 3, через открытые задвижки №50, 51, 52, и О - 4, 5, 6 задвижки №37, 36.

Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.

Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.

Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).

Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/1, 2, 3, 5, 6 и далее насосами ДНС-3 откачивается на ЦППН.

Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.

Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.

Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.

В жидкость, поступающую на ДНС-3, подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку, раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки.

Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.

Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-3 через задвижку 122, при этом клапан HV4, который находится у скрубберной емкости в блоке управления, должен быть открыт.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

2. Постановка задачи

2.1 Характеристика комплекса задач

Автоматизированная система управления предварительным сбросом воды создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав узла предварительного сброса воды и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.

2.2 Функции АСУ ТП

Система автоматизации осуществляет следующие функции:

а) сепараторы первой ступени:

1) автоматическое регулирование уровня раздела фаз ”газ-водонефтяная эмульсия”;

2) дистанционный контроль давления и уровня;

3) сигнализацию предельных значений уровня;

4) местный контроль давления в сепараторе.

б) газосепаратор:

1) регулирование давления, дистанционный и местный его контроль;

2) сигнализация верхнего предела уровня жидкости;

3) сигнализация верхнего значения давления на выкидной линии газа;

4) регистрация давления;

в) отстойники:

1) регулирование уровня раздела фаз ”нефть-вода”,”нефть-газ”;

2) дистанционный контроль расхода сбрасываемой пластовой воды;

3) сигнализацию предельных значений уровня;

4) местный контроль давления и расхода нефти;

г) сепараторы второй ступени;

1) регулирование уровня жидкости в сепараторах;

2) регулирование давления сепарации;

3) дистанционный и местный контроль давления сепарации;

4) сигнализация предельных уровней жидкости в сепараторах.

д) насосная площадка:

1) перегреве подшипников насосов или электродвигателей;

2) при повышении или понижении давления на выкиде насосов;

3) при повышении утечек через сальники насосов.

4) включение вентиляторов при взрывоопасных концентрациях (1 и 2 точки);

5) отключение насоса при превышении взрывоопасной концентрации (2 точки);

6) местное и дистанционное управление насосными агрегатами;

7) включение звуковой и световой сигнализации при пожаре.

е) узел учета нефти:

1) местный контроль температуры, давления;

2) дистанционный контроль влагосодержания нефти;

3) дистанционный контроль расхода нефти.

4) Дополнительное оборудование.

В дополнительное оборудование входит факельное хозяйство, аварийная емкость РВС-5000 и блок реагентного хозяйства. Автоматизацией этих объектов предусматривается:

- дистанционный контроль и регистрация расхода газа на ГПЗ;

- технологические защиты насосов откачки остаточной жидкости из конденсатосборников по температуре подшипников, уровню утечек, занижению давления на выкиде насосов;

- аналогичные защиты насосов блока реагентного хозяйства;

- включение вентиляторов при возникновении взрывоопасных концентраций (нижний и верхний пределы) в БРХ;

- отключение насосов при превышении взрывоопасной концентрации в боксе БРХ;

- включение звуковой и световой сигнализации при пожаре с включением пеногенераторной для тушения;

- местный контроль расхода реагента;

- местный контроль температуры и давления в аварийном резервуаре;

- сигнализация предельных значений уровня в резервуаре;

- обеспечивается отбор пробы нефти для её лабораторного анализа

3. Разработка системы автоматизации УПСВ

3.1 Объем автоматизации

Проектом предусмотрен следующий объём автоматизации:

а) НГС-1,2 (Нефтегазовые Сепараторы):

1) дистанционное управление задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);

б) ОН-1,2 (Отстойники Нефти):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня раздела фаз;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);

в) ОВ-1,2 (Отстойники Воды):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа воды, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня воды;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня (закрытие задвижки на линии входа воды и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);

г) БЕН (Буферная Ёмкость Нефти):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача уровня нефти;

3) дистанционное измерение и передача давления;

4) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;

5) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;

6) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);

д) НБ (Насосная внешней перекачки нефти):

1) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линиях входа нефти и на линиях выкида нефти, сигнализация положения задвижек;

2) дистанционное измерение и передача температуры подшипников насосов и электродвигателей;

3) дистанционное измерение и передача давления на входе и выкиде насосов;

4) сигнализация состояния насосов;

5) дистанционное управление насосами.

3.2 Структура системы автоматизации

Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из трех уровней:

- нижний уровень;

- средний уровень;

- верхний уровень.

Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал.

Средний уровень включает в себя микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции:

- сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;

- сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;

- управление исполнительными механизмами;

- автоматическое регулирование технологических параметров системы;

- выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;

- обмен данными с верхним уровнем.

В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.

Верхний уровень выполняет следующие функции:

- осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;

- обработка информации и формирование базы данных;

- архивация информации;

- отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;

- отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);

- дистанционное управление технологическим процессом;

- настройка некоторых технологических параметров;

- формирование и печать отчетных документов.

3.3 Алгоритм контроля и управления

Алгоритм контроля и управления состоит в следующем:

– сбор информации с датчиков и объектов автоматизации;

– обработка этих данных (проверка на достоверность, масштабирование, сравнение с уставками и т.п.);

– генерирование управляющих воздействий на клапаны, входящие в состав контуров ПИД-регулирования (всего 7 контуров);

– выдача управляющих воздействии на исполнительные механизмы.

3.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации

3.4.1 Полевые приборы

К полевым приборам относятся различные датчики, измеряющие технологические параметры системы и преобразуют их в форму, удобную для передачи и дальнейшей обработки в контроллере.

1 Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ

Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ (модели 1050,1060) предназначен для преобразования избыточного давления на входе и выходе насосных агрегатов, и давления в технологических аппаратах в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи.

Датчик обеспечивает непрерывную самодиагностику:

- возможность простой и удобной настройки параметров двумя кнопками;

- измеряемые среды: жидкость, пар, газ (в т.ч. газообразный кислород).

Технические данные:

- диапазон перенастройки 10:1;

- встроенный фильтр радиопомех;

- микропроцессорная электроника;

- простота конструкции, надежность, малые габариты, невысокая стоимость обеспечивают повышенный спрос потребителей;

- диапазон измеряемых давлений: - минимальный 0-0,06 МПа; - максимальный 0-100 МПа;

- выходной сигнал 4-20, 0-5, 0-20 мА;

- температура окружающего воздуха: -40...70°С;

- исполнения: - обыкновенное; - кислородное; - взрывозащищенное (ExiallCTSX, ExibllCTSX, 1 ExdsllBT4/H2X);

- степень защиты от воздействия пыли и воды: - IP55, - IP65 - для датчиков МП.

2 Сигнализатор уровня

Сигнализаторы предельного уровня жидких сред реализуются на применением различных физических принципов таких, как гидростатический, ультразвуковой, поплавковый (буйковый) и направленное электромагнитное излучение.

Рассмотрим следующие приборы измерения и сигнализации уровня: сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4, реле уровня РУ-305, LIQUIPHANT.

Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4 предназначен для контроля положения уровня различных жидких продуктов в двух точках. Прибор состоит из одного или двух датчиков положения уровня ДПУ5 и двухканального вторичного преобразователя ПВС3.

Датчики ДПУ5, входящие в состав сигнализатора, обладают следующими преимуществами:

- работоспособность на широком спектре продуктов, включая продукты низкой плотности (сжиженные газы), сильнопенящиеся и кипящие жидкости;

- надежная работа прибора в условиях сильных обледенений контролируемого аппарата и на высокоадгезионных жидкостях;

- возможность установки через патрубки малого диаметра 25 мм.

Определение положения уровня жидкости основано на различии способности пропускать ультразвуковые колебания жидкостями и газами.

Принцип работы датчика основан на измерении интервала времени между выдачей возбуждающего импульса на пьезоэлемент возбуждения (ПВ) и регистрацией полученного отклика от пьезоэлемента чувствительного (ПЧ), которые разделены рабочим зазором.

При помещении узла приемо-передающего УПП в жидкость, которая характеризуется хорошим пропусканием и высокой скоростью распространения ультразвуковых колебаний, время распространения волны от ПВ до ПЧ будет достаточно малым.

При нахождении УПП в газовой среде, учитывая, что поглощающая способность газовой среды в ультразвуковом диапазоне велика, а скорость распространения ультразвука в газе мала, ПЧ регистрирует ультразвуковые колебания от ПВ, прошедшие через металлические элементы конструкции штанги датчика. Время распространения ультразвуковых колебаний от ПВ до ПЧ в этом случае значительно больше времени распространения через рабочий зазор, залитый жидкостью.

При нахождении УПП в газе микроконтроллер датчика модулирует цепь питания датчика сигналом частотой 125 Гц.

Когда уровень жидкости оказывается выше УПП, частота модуляции цепи питания датчика уменьшается до 15 Гц.

Номинальный вынос чувствительной зоны датчика - от 0,25 до 4,0 м определяется длиной штанги, соединяющей УПП с корпусом первичного преобразователя (ПП).

Масса датчика не более 3,6 кг. Масса ПВС3 не более 2,5 кг.

Технические параметры и характеристики:

- абсолютная погрешность определения уровня не более 10 мм;

- время срабатывания прибора составляет не более 5 с;

- время установления рабочего режима не более 15 с;

- питание прибора осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (501) Гц.

Вторичный преобразователь ПВС3 включает в свой состав электронную плату, которая обеспечивает искробезопасное питание, обработку сигналов, индикацию состояния датчиков и сигнализацию.

Плата содержит:

- блок питания БП3;

- источник питания датчиков (ИПД);

- схему обработки сигналов датчиков и управления сигнализацией и ключами, построенную на микроконтроллере PIC16F873;

- светодиодные индикаторы, сигнализирующие о включении прибора в сеть и положении уровней жидкости;

- четыре оптоэлектронных ключа (по два на канал измерений).

Нормальное функционирование прибора обеспечивается при длине соединительного кабеля между датчиком и ПВС3 не более 1,5 км.

Средняя наработка на отказ прибора с учетом технического обслуживания не менее 50000 ч [4].

Реле уровня РУ-305 предназначено для контроля уровня жидких сред и выдачи электрического сигнала при достижении уровнем контролируемой жидкости заданного значения.

Реле не может быть использовано для работы с жидкостями, кристаллизирующимися, загустевающими и выпадающими в осадок в условиях эксплуатации.

Принцип действия реле основан на перемещении поплавка и связанного с ним магнита вместе с изменяющимся уровнем. При достижении заданного уровня происходит переброс второго магнита, размещенного в корпусе, и срабатывание герконов (замыкание контактов у одного и размыкание у второго).

Одним из недостатков данного сигнализатора является замерзание механических частей, а так же не возможность оперативного изменения уставок (заданы конструктивно) [7].

Liquiphant предназначен для определения верхнего или нижнего предельного уровня всех типов жидкостей.

Liquiphant - это устройство с резонатором камертонного типа (из-за формы его часто называют колебательной вилкой), в котором пьезоэлектрическим способом возбуждаются сильные механические колебания в диапазоне резонансных частот. Благодаря высоким механическим качествам вибрирующей системы достаточна весьма малая мощность возбуждения. Размещение чувствительного элемента внутри контролируемой среды вызывает резкое уменьшение амплитуды колебаний вплоть до их полного гашения. Смена состояния колебания состоянием покоя и наоборот в виде электрического сигнала предельного уровня поступает на индикатор. При этом функционирование данных устройств не зависит от флуктуации физических свойств контролируемого вещества.

Он надежно работает во всех типах жидкостей в различных технологических условиях, независимо от турбулентности, электрических свойств, твердых или газовых включений, наличия пены, вибрации.

Liquiphant не требует дополнительного места для размещения вторичных приборов, имеет релейный выход и нечувствителен к внешним вибрациям.

Благодаря взрывозащищенному корпусу Liquiphant может использоваться во взрывоопасных зонах [5].

Основные технические данные датчиков СУР-4, РУ-305, Liquiphant представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные технические характеристики сигнализаторов уровня

Прибор	СУР-4	РУ-305	Liquiphant
Производитель	ЗАО «Альбатрос»	ОАО «Автоматика»	«Теплоприбор»
Основная погрешность %	0,5	1	1
Рабочая температура среды, °С	-45+100	-50 +100	-50+80
Срок службы	10 лет	10 лет	10 лет
Защита	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный
Напряжение питания	220В	220В	24В
Нижний предел	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки
Верхний предел	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки	определяется параметрами установки
Рабочее давление	4 МПа	0-0,600МПа	2 МПа
Цена, руб.	13640	8000	25000

Из рассмотренных сигнализаторов предлагаю использовать СУР-4 для сигнализации предельных значений уровня жидкости в ГС-2, емкости запаса пенообразователя ЕП-1, утечки сальников НА-1;2;3;4. Надежность данного сигнализатора на порядок выше, а по стоимости данный сигнализатор дешевле, чем Liquiphant.

Для сигнализации предельных значений уровня жидкости в С-1/1;1/2;2/1, ГС-1, РВС-1;2;3, ДЕ-1;2, Е-1;2;3;4, пожарных ПРВС-1;2 предлагаю использовать сигнализатор уровня ультразвуковой СУР3.

Прибор предназначен для контроля положения уровня различных жидких продуктов в двух точках технологических емкостей и управления производственными агрегатами и установками.

Прибор состоит из двух частей:

- вторичный преобразователь ПВС2М (далее “ПВС2М”);

- датчик положения уровня ДПУ3 или ДПУ3М (далее “датчик”).

Датчик предназначен для контроля положения уровня жидкости в двух точках посредством определения положения поплавка, скользящего по чувствительному элементу датчика. Датчик подключается к ПВС2М с помощью четырехпроводного экранированного кабеля.

ПВС2М предназначен для искробезопасного питания подключенного к нему датчика и обработки его сигналов, индикации положений уровня жидкости и выдачи управляющих сигналов.

Прибор индицирует положение уровня жидкости по первому и второму предельным уровням с помощью светодиодных индикаторов. Прибор имеет четыре оптоэлектронных ключа типа “сухой контакт” (по два на каждый предельный уровень).

Датчик имеет взрывозащищенное исполнение, вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный”, маркировку взрывозащиты “1ExibIIBT5 X” и может применяться во взрывоопасных зонах.

ПВС2М имеет для выходных цепей вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, параметры искробезопасных выходов UО12 B, IО80 мА и устанавливается вне взрывоопасных зон помещений и наружной установки.

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Измерение времени, прошедшего с момента формирования импульса тока до момента приема сигнала от пьезодатчика, позволяет вычислить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости, и сравнить его с двумя программируемыми уставками срабатывания прибора. Значения уставок выбираются пользователем на плате датчика с помощью линейки переключателей.

Максимальная длина чувствительного элемента (ЧЭ) датчика равна 4 м. при комплектации прибора датчиком ДПУ3 с жестким ЧЭ и 16 м. при комплектации датчиком ДПУ3М с гибким ЧЭ. Минимальная длина чувствительного элемента датчиков ДПУ3 и ДПУ3М равна 1,5 м.

Габаритные размеры ДПУ3 и ДПУ3М не превышают 145х215х(130+L) мм. Размер L определяется заказчиком. Масса датчика ДПУ3 не более 2,8 кг, масса датчика ДПУ3М не более 9,5 кг.

Предельные параметры контролируемой среды:

- рабочее избыточное давление для датчика ДПУ3, МПа, не более 2,0;

- рабочее избыточное давление для датчика ДПУ3М, МПа, не более 0,15;

- рабочая температура,С от минус 45 до +65;

- плотность жидкости, кг/мі от 500 до 1500.

Технические параметры и характеристики:

- абсолютная погрешность определения уровня не более 5 мм;

- питание прибора осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (501) Гц.

3 Датчик уровня

Приборы для контроля уровня жидких сред создаются с применением различных физических принципов - гидростатический, ультразвуковой и направленное электромагнитное излучение.

Гидростатический метод измерения уровня основан на определении гидростатического давления, оказываемого измеряемой жидкостью на дно сосуда.

Основные достоинства данного метода:

- точность;

- применим для загрязненных жидкостей;

- реализация метода не предполагает использования подвижных механизмов;

- оборудование не нуждается в сложном техническом обслуживании.

Недостатки:

- движение жидкости вызывает изменение давления и приводит к ошибке измерения (давление относительно плоскости отсчета зависит от скорости потока жидкости);

- атмосферное давление должно быть скомпенсировано;

- изменение плотности жидкости может послужить причиной ошибки измерения.

Использование приборов методом направленного электромагнитного излучения измерения уровня работают на основе измерения коэффициента отражения, методом совмещения прямого и отраженного сигналов и определения времени прохождения излученного импульса до поверхности контролируемой среды.

К основным достоинствам данного метода относятся:

- надежное и точное измерение в обводных и расширительных трубах;

- возможность эффективного устранения помех отражения от арматуры и структурных элементов стенок;

- независимость метода от вида материала и химической агрессивности среды.

Существенные недостатки:

- клейкие вещества могут вызвать отказы;

- критичны к наличию пены и волн.

Принцип измерения ультразвуковых датчиков уровня основан на измерении времени распространения импульса (импульс проходит расстояние между излучателем и поверхностью контролируемой среды).

Основные достоинства данного метода:

- бесконтактный;

- применим для загрязненных сред;

- реализация метода не проявляет высоких требований к износостойкости и прочности оборудования.

Недостатки:

- расхождение конуса излучения;

- отражение от нестационарных препятствий могут вызвать ошибки измерения.

Использование датчиков гидростатического метода измерения уровня и метода направленного электромагнитного излучения не рекомендовано, т.к. турбулентное движение жидкости (содержащей попутный газ), вызывает изменение давления и образование пены, что приводит к ошибкам измерения. Рассмотрим приборы ультразвукового метода измерения и поплавковых датчиков.

Сравним следующие датчики уровня: ДУУ4, РУ-ПТ3 и Prosonic FDMU82.

Уровнемеры ДУУ4 предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов и уровней раздела сред многофазных жидкостей, а также измерения температуры и давления контролируемой среды.

Уровнемеры могут осуществлять:

- контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

- контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

- измерение температуры контролируемой среды;

- измерение давления контролируемой среды.

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации.

По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом датчика.

В датчике измеряется время от момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом. Это позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости.

Комплект ДУУ4-ТВ включает в себя датчик, обеспечивающий непосредственное измерение текущих значений параметров, и блок токовых выходов искробезопасный.

Комплект ДУУ4М_ТВ обеспечивает формирование токовых сигналов 4…20 мА, в величине которых содержится информация о значениях измеренных параметров, причем каждому из них соответствует свой токовый сигнал.

Обмен информацией датчиков с блоками ведется последовательным кодом в асинхронном полудуплексном режиме по внутреннему протоколу ЗАО “Альбатрос”. Скорость передачи определяется положением выключателей на платах датчика и блоков и составляет 2400 бит/с или 4800 бит/с.

Питание уровнемеров осуществляется от внешнего изолированного стабилизированного источника питания постоянного тока (напряжение +24 В 10%). Ток потребления уровнемеров не превышает 180 мА.

Питание датчиков осуществляется блоком гальванически изолированным искробезопасным, постоянным напряжением +12 В. Ток потребления датчика составляет не более 36 мА.

Датчики имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0, ГОСТ Р 51330.10, имеют вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный” для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11, температурной группы T5 по ГОСТ Р 51330.0, маркировку взрывозащиты “1ExibIIBT5 X” по ГОСТ Р 51330.0.

Длина чувствительного элемента (ЧЭ) для датчиков с жестким чувствительным элементом ДУУ2М-01-1...-08-1, ДУУ2М-02Т-1 от 1,5 до 4 м, для датчиков с гибким чувствительным элементом ДУУ2М-10-1, _10T-1, -12-1, -14-1, -16-1 - от 4 до 25 м.

Параметры контролируемой среды

а) рабочее избыточное давление:

1) для датчиков ДУУ2М-01-1…-08-1, -02Т-1 не более 2,0 МПа,

2) для датчиков ДУУ2М-10-1,-10Т-1,-12-1 не более 0,15 МПа;

б) температура:

1) для датчиков ДУУ2М-01-1…-08-1,-10-1,-12-1 от -45 до+65 С,

2) для датчиков ДУУ2М-02Т-1 от минус 45 до +120С,

3) для датчиков ДУУ2М-10Т-1 от минус 10 до +100 С;

в) плотность жидкости от 600 до 1500 кг/м3.

Номинальные значения климатических факторов - согласно ГОСТ 15150 для вида климатического исполнения ОМ1,5, но при этом значения следующих факторов устанавливают равными:

- рабочая температура внешней среды от минус 45 до +75 С;

- влажность воздуха 100% при 35 С (категория 5 исполнения ОМ);

- пределы изменения атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа;

- тип атмосферы III, IV (морская и приморскопромышленная).

Блок токовых выходов искробезопасный БТВИ3 имеет для выходных цепей вид взрывозащиты “Искробезопасная электрическая цепь”, уровень взрывозащиты “Взрывобезопасный” для взрывоопасных смесей, горючих газов и паров с воздухом категории IIB, параметры искробезопасных выходов UО?14,3 В, IО?80 мА, маркировку взрывозащиты “[Exib]IIB” и устанавливаются вне взрывоопасных зон помещений.

Характеристики токовых сигналов БТВИ3:

- число выходных токовых сигналов - шесть;

- диапазон шкалы токовых сигналов - от 4 до 20 мА;

- максимальное сопротивление нагрузки - не более 750 Ом.

Особенность продуктов серии ДУУ4 фирмы ЗАО «Альбатрос» - отсутствие реакции на пену измеряемой жидкостной среды, что является ощутимым достоинством перед оборудованием других производителей [4].

Уровнемер РУ-ПТ3 предназначен для измерения общего уровня жидкости (нефтепродукты, сжиженный газ и т. п.). Уровнемеры изготавливаются в обыкновенном и взрывозащищенном исполнениях. Уровнемер относится к импульсным ультразвуковым приборам с твердым звуководом, который вводится в резервуар с контролируемой жидкостью. Длина звуковода не менее диапазона измерения. Уровень отслеживается при помощи поплавка, перемещающегося вдоль звуковода вместе с уровнем жидкости. Излучатель ультразвука, имеющий акустическую связь с верхним концом звуковода, периодически возбуждает в нем ультразвуковые волны (УЗВ) частоты 50 кГц. Очередная УЗВ возбуждается после того, как полностью прекратится предыдущая и ее отражение. Во время каждого цикла возбуждения УЗВ измеряются временные интервалы, пропорциональные уровню, а при наличии опорного канала, еще и базовому (опорному) расстоянию. Момент достижения УЗВ поплавка и опорного узла фиксируется по появлению электрических сигналов при взаимодействии поплавка и опорного узла со звуководом в результате прохождения УЗВ. Сигналы снимаются или со звуковода, или с намотанной на нем однослойной катушки

Ультразвуковые датчики Prosonic FDMU82 предназначены для бесконтактного непрерывного измерения уровня в резервуарах с жидкостями до 20 метров, в бункерах с сыпучими материалами до 10 метров.

Основные преимущества:

- возможность применения в открытых водопроводах, водосливных плотинах, резервуарах и бункерах;

- нечувствительны к загрязнениям и образованию отложений;

- встроенная система обогрева против обледенения датчика, по запросу;

- многообразные возможности монтажа на фланце либо резьбе, в частности с использованием накидного фланца для монтажа датчика;

- устойчивы к атмосферным воздействиям и надежно работают при подтоплениях.

Устройство состоит из ультразвукового датчика и преобразователя измерительного.

Основные характеристики прибора:

- мертвая зона - 0,3 м;

- рабочая частота при 23°С - 29 кГц;

- материал изготовления: полипропилен, стекловолокно;

- масса - 1,2 кг;

- относительная влажность -100%;

- рабочая температура -50…+85°С [6].

Основные технические данные датчиков ДУУ4, РУ-ПТ3 и Prosonic FDMU82 представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Основные характеристики датчиков уровня

Прибор	ДУУ4	РУ-ПТ3	Prosonic FDMU82
Модель	ДУУ4-ТВ	-	FDMU82
Производитель	ЗАО «Альбатрос»	ОАО «Теплоприбор»	Prosonic
Предел допустимой погрешности	±0,5	± 0,5%	±0,25%
Нижний предел измерений	0м	0м	0м
Верхний предел измерений	ограничен длинной чувств. элемента	12м	20м
Напряжение питания	12В	220В	220В
Защита	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный
Срок службы	8 лет	8 лет	8 лет
Масса, кг	13,5	15	3,8
Габариты, мм	145х215х(130+LДУУ2М)	350х112х385	292х106х253
Температура окружающей среды, °С	-45...+70	-50...60	-20...+60
Цена, руб.	47900	7750	21200

Сравнив технические характеристики датчиков уровня, приведенные в таблице 3.2, был произведён выбор комплекта ДУУ4М-ТВ, характеризующихся стабильностью показаний, малой погрешностью и возможностью работы в условиях крайнего севера.

Комплект ДУУ4М-ТВ позволяет полностью заменить существующие датчики ДУУ2 в комплекте с микроконтроллерами «Гамма-7» более дорогими по цене, и необходимые при построении независимых контуров регулирования. Для измерения уровня жидкости в НГС-1/1;1/2 предлагается использовать комплект ДУУ4М-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-05-1. Комплект ДУУ4М-05-ТВ обеспечивает измерение уровня и давления с выходным унифицированным сигналом 4-20мА. Для измерения уровня жидкости в НГС-2/1 предлагается использовать комплект ДУУ4М-01-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-01-1. Для измерения уровня жидкости, уровня раздела сред и температуры в РВС-1;2;3 -комплект ДУУ4М-12-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-12-1. Для измерения уровня запаса воды и температуры в пожарных ПРВС-1;2 - комплект ДУУ4М-ТВ с датчиком уровня ДУУ2М-10Т-1.

4 Датчики температуры

Температура является активной величиной, измерять ее можно только косвенным путем, основываясь на зависимость от температуры таких физических свойств тел, которые поддаются непосредственному измерению (электрическое сопротивление, термоЭДС и т.д.).

Преобразователи термоэлектрические ТХА Метран-241 предназначены для измерения температуры малогабаритных подшипников, поверхности твердых тел. Чувствительным элементом является кабель термопарный КТМС (ХА), КТМС (ХК).

Измерение температуры термоэлектрическим термометром основано на термоэлектрическом эффекте, суть которого состоит в возникновении ЭДС в цепи, состоящей из двух разнородных проводников при неравенстве температур в местах соединений.

Термопреобразователи сопротивления медные (ТСМ-1193-50М) предназначены для измерения температуры малогабаритных подшипников и поверхности твердых тел в условиях повышенной вибрации производственных агрегатов.

Измерение температуры с помощью ТСМ основано на свойстве меди или платины изменять сопротивление при изменении температуры. Изменение температуры регистрируется вторичным прибором, в измерительную схему которого включен ТС.

Измерительным узлом термопреобразователя является чувствительный элемент, помещённый в защитную арматуру, представляющий собой бифилярную намотку из медной (платиновой) проволоки [5].

ТСМУ - Ех предназначены для непрерывного измерения температуры жидкостей, пара, газа на объектах различных отраслей промышленности, преобразования полученных значений в унифицированный токовый выходной сигнал 0-5 или 4-20 мА и его дистанционная передача по 2-х проводной линии связи.

Повышенная помехоустойчивость. Возможность передачи информации на более далекие расстояния. Высокая точность преобразования[5].

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274-Ех предназначены для измерения температуры различных сред путем преобразования сигнала первичного преобразователя температуры в унифицированный выходной сигнал постоянного тока.

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

Использование термопреобразователей допускается в нейтральных и агрессивных средах, по отношению к которым материал защитной арматуры является коррозионностойким.

Термопреобразователи ТСМУ Метран-274-Ех могут применяться во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей газов, паров, горючих жидкостей с воздухом категорий IIA, IIB и IIC групп Т1-Т6 по ГОСТ 12.1.011.

В качестве первичных преобразователей используются термопреобразователи сопротивления с НСХ - 100М.

Маркировка взрывозащиты - ExiaIIСТ6Х. Степень защиты от воздействия пыли и воды - IP65 по ГОСТ 14254.

Технические характеристики:

- выходной унифицированный сигнал - 4-20 мА;

- диапазон преобразуемых температур - 50…180°С;

- предел допускаемой основной приведенной погрешности - 0,5%

- напряжение питания - от 18 до 42 В постоянного тока;

- потребляемая мощность - не более 0,8 ВА.

Условия эксплуатации датчиков:

- рабочая температура окружающей среды, °С - -30...+70;

- атмосферное давление, кПа - 84-106,7 (630-800 мм рт.ст);

- относительная влажность - до 95% при 35°С [9].

Основные технические данные датчиков Метран-241-Ех, ТСМУ-Ех, ТСМУ Метран-274-Ех представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Основные технические характеристики датчиков температуры

Прибор	ТСМ-1193-50М	ТХА Метран-241	ТСМУ-Ех	ТСМУ Метран-274-Ехd
Производитель	ОАО «Теплоприбор»	ПГ «Метран»	ОАО «Теплоприбор»	ПГ «Метран»
Цена	300-600	1100	1000-1200	2500
Диапазон измеряемых температур, °С	-50+120	-40+200	0 +180	-50+50
Условное давление окружающей среды, МПа	0,5	0,4	0,4	0,25
Масса	0,5 кг	0,71 кг	0,3 1,02кг	0,45 0,65кг
Габариты, мм	L=350 d=5	L=110 d=8,5	L=320 d=10	110х76 d=10
Защита			взрывозащищенный	взрывозащищенный
Пределы допустимой погрешности	±0,1	±0,5	±0,25	±0,5
Длина монтажной части	80-3200 мм	110-1800 мм	80-1200мм	160-630мм
Температура окружающей среды, °С	-70+200	-45 +85	-40 +60	-50100

Сравнив технические характеристики датчиков температуры, приведенные в таблице 3.3, был произведен выбор датчика температуры ТСМ - 1193, характеризующийся низкой стоимостью, малыми габаритами, отсутствием необходимости в термокарманах (для подшипников) и простотой в эксплуатации. Данный датчик будет использоваться для измерения температуры подшипников насосов.

Для измерения температуры газа на УУГ, температуры нефти на входе и выходе ДНС, в связи с диапазоном измеряемых температур, предлагается использовать термопреобразователь ТСМУ Метран-274-Ехd, характеризующихся удобством и простотой обслуживания, стабильностью показаний, сравнительно невысокой ценой.

3.4.2 Выбор контроллера

Программируемые контроллеры предназначены, прежде всего, для сбора, анализа информации с первичных датчиков, измерения и сравнения параметров, логической обработки сигналов по заданным алгоритмам и выдачи управляющих команд на исполнительные механизмы. При программировании контроллеров используется язык контактно-релейной логики или язык функциональных схем.

На сегодняшний день применяются системы автоматизации на базе программируемых логических контроллеров, связанных с компьютером. Благодаря удобству, доступности, удобному интерфейсу и низкой стоимости они получают всё большее распространение. Открытые протоколы и стандартизация отдельных компонентов стирает различия между категориями программируемых логических контроллеров и даже между изделиями различных марок, это в свою очередь позволяет скапливать управляющие комплексы на базе микропроцессоров новейшего поколения из модулей разнообразных производителей. Поэтому определять класс, тип программируемых контроллеров, лучшим образом подходящих для решения конкретных производственных задач, целесообразнее, исходя из соотношения цена/качество, а также сроков поставки и условий сервисного обслуживания, а не от престижа торговой марки производителя [1].

1 Контроллеры семейства ACE3600 фирмы MOTOROLA

Существует довольно большое количество контроллеров, которые предназначены для решения задач автоматизации. Так, например завод «MOTOROLA» разработал контроллер семейства ACE3600, обеспечивающий устройства сбора данных интеллектуальным управлением, необходимым для работы в сложных системах сбора, обработки данных.

ACE3600 - программируемое дистанционное терминальное устройство (RTU). При соответствующем выборе компонентов ACE3600 может быть решена практически любая задача автоматизации. Обычно RTU выполняет функции контроля и управления локальным оборудованием, связывается с центром управления и с другими RTU системы. Набор служебных программ (STS) ACE3600 может быть запущен с локального или дистанционного ПК, для осуществления операций программирования и управления, таких как настройка RTU, система/приложение, загрузка, контроль, и т.д.