Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Автоматизация системы управления технологическим процессом цеха подготовки и перекачки нефти Алехинского месторождения

Автоматизация системы управления технологическим процессом цеха подготовки и перекачки нефти Алехинского месторождения

Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 05.12.2012
Размер файла 1,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Курсовой проект 46 с., 9 табл., 10 рис., 14 источников, 2 приложения.

Цех подготовки и перекачки нефти, автоматизация, контроллер, датчик, исполнительный механизм, сепаратор, контур регулирования, управление, переходная характеристика, регулятор, показатели качества.

Объектом исследования является цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) Алехинского месторождения.

Цель работы - обеспечение надежной и эффективной работы центрального пункта сбора за счет оптимального управления режимами работы технологического оборудования, обнаружения и ликвидации отклонений, предупреждения аварийных ситуаций.

Содержание

Введение

1. Общая характеристика ЦППН

1.1 Характеристика объекта

1.2 Описание технологического процесса ЦППН

2. Автоматизация процесса подготовки и перекачки нефти

2.1 Структура и функции системы автоматического управления технологическим процессом

2.2 Описание функциональной схемы автоматизации ЦППН

2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня

3. Программируемый логический контроллер в системе автоматизации ЦППН

3.1 Назначение микропроцессорного контроллера

3.2 Выбор микропроцессорного контроллера

3.3 Выбор конфигурации контроллера

4. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе

4.1 Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора

4.2 Расчёт оптимальных настроек регулятора

4.3 Проверка показателей качества

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Функциональная схема автоматизации ЦППН

Приложение Б. Таблица КИПиА

Введение

Нефтяная и газовая промышленности представляют собой высокотехнологичные отрасли, базирующиеся на современных достижениях науки и техники. Интенсивный рост мировой добычи и потребления топливно-энергетических ресурсов во второй половине прошлого столетия и в начале нынешнего, происходит в основном за счет нефти и газа как наиболее эффективных и дешевых энергоносителей [2].

Интенсивное развитие нефте- и газодобывающей промышленности в значительной степени способствовало повышению уровня автоматизации производственных процессов в отрасли. Автоматизация технологических процессов в настоящее время является важнейшим условием ускорения технического прогресса, повышения культуры производства, роста производительности труда. Все существующие и строящиеся промышленные объекты в той или иной степени оснащаются средствами автоматизации.

Под оптимальным автоматическим управлением технологическим объектом понимают функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наилучшим использованием энергетических и сырьевых ресурсов. При создании системы оптимального автоматического управления технологическим процессом необходимо его изучить, определить степень влияния характеризующих его параметров на выходные качественные и количественные показатели процесса [2].

Получение информации о технологическом процессе возможно при оснащении основных и вспомогательных технологических установок соответствующими датчиками технологических параметров и контрольно-измерительными приборами.

Цель работы - обеспечение надежной и эффективной работы центрального пункта сбора за счет оптимального управления режимами работы технологического оборудования, обнаружения и ликвидации отклонений, предупреждения аварийных ситуаций.

1. Общая характеристика ЦППН

1.1 Характеристика объекта

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) предназначен для приема, подготовки обводненной нефти с дожимных насосных станций (ДНС) и установок предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их для использования в системе подержания пластового давления (ППД), а также перекачки нефти на ЦППН Лянторского месторождения [1].

В настоящие время на ЦППН Алехинского месторождения поступает на подготовку обводненная нефть с ДНС Биттемского, Ай-Пимского и предварительно обезвоженная нефть с УПСВ Камынского, ДНС-1,2,3 Нижнесортымского, Алехинского, Тромъеганского, Восточно-Тромъеганского, Тянского месторождений.

Сырая нефть с месторождений НГДУ «Нижнесортымскнефть» четырьмя коллекторами поступают на узел переключения задвижек, после которого по трубопроводу направляется на установки подготовки нефти.

Производительность ЦППН составляет 3 млн.т/год нефти.

ЦППН включает следующие объекты:

- печи трубчатые блочные П-1,2 типа ПТБ-10 - 2 шт.;

- нефтяные сепараторы С-1,2 типа НГС-100 - 2шт.;

- газовый сепаратор ГС;

- отстойники О-1,2 типа ОГ-200 - 2 шт.;

- электродегидраторы ЭГ-1,2 типа ЭГ-200 - 2 шт.;

- концевые сепарационные установки КСУ-1,2 типа НГС-100 - 2шт.;

- насосная товарной нефти Н-1…3;

- узел учета нефти (УУН);

- резервуар для уловленной нефти объемом 50 м3;

- узел учета газа;

- резервуарный парк нефти РВС-1,2 объемом 10000 м3 каждый.

1.2 Описание технологического процесса ЦППН

Подготовка нефтяной эмульсии на ЦППН осуществляется следующими методами: термическим, электрическим, а также отстаиванием и сепарированием.

При нормальном технологическом режиме работы нефтяная эмульсия (Т=+12…23 0С, Р=0,7 МПа, обводненность до 13%) поступает на ЦППН через входную задвижку.

Поступающая на ЦППН эмульсия направляется в нагреватели П-1,2 (входная задвижка открыта), где нагревается до Т=45…55 0С. Трубчатая печь является аппаратом, предназначенным для передачи нагреваемому продукту тепла, выделяющегося при сжигании топливного газа в топочной камере печи. Повышение температуры водонефтяной эмульсии приводит к ослаблению защитных оболочек, состоящих из асфальтово-смолистых и парафиновых веществ, прочность которых с нагревом уменьшается.

При нагреве эмульсии уменьшается ее вязкость, а при уменьшении вязкости интенсифицируется движение частиц в нефти, от которого зависит их контактирование и слияние.

В блочных автоматизированных печах типа ПТБ-10 подготавливаемая нефть равномерно распределяется по четырем параллельно работающим нагревателям. На выходе печей нефтяная эмульсия имеет следующие параметры: температура до Т=55 0С, давление Р=0,1…0,55 МПа.

Далее нагретая нефтяная эмульсия поступает в промежуточные нефтяные сепараторы С-1,2 (тип НГС 1-10-3000-09Г2С), в которых отбирается газ, выделившийся при нагреве. Технологические параметры в сепараторе должны быть следующими: давление не более 0,55 МПа, температура до 55 0С, а также уровень газ-жидкость в пределах от 0,5 до 1,5 метров. Уровень газ-жидкость в сепараторе поддерживается в заданном диапазоне за счет использования клапана на выходе газа из сепаратора.

С сепараторов С-1,2 отсепарированная нефтяная эмульсия поступает в отстойники О-1,2 (тип ОГ-200П), где происходит разделение дисперсионных систем методом отстаивания, т.к. плотность воды выше, чем у нефти, поэтому молекулы воды под действием силы земного притяжения осаждаются на дно отстойника. Вместе с водой осаждаются механические примеси. В отстойниках поддерживается уровень раздела фаз нефть-вода в пределах от 0,5 до 1,5 метров. Вода с механическими примесями выводится в дренаж. Максимальное давление в аппарате 0,5 МПа.

Далее эмульсия поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2. Каждая частица воды обладает электрическим зарядом, равномерно распределенным по ее поверхности и имеющим положительный или отрицательный знак в зависимости от кислотности воды.

Под действием приложенного извне напряжения создается постоянное электрическое поле, и частицы воды, имеющие положительный заряд, направляются к отрицательному электроду, а частицы с отрицательным зарядом - к положительному электроду.

Под воздействием электрического поля на частицы воды разрушаются их защитные оболочки, в результате столкновения частиц происходит их слияние и оседание капель воды на дно аппарата.

При воздействии на эмульсию переменного электрического поля частицы воды находятся в колебательном движении, их защитные оболочки непрерывно меняют направление своей деформации и разрушаются, что способствует более качественной подготовке нефти.

В электродегидраторе поддерживается уровень раздела фаз нефть-вода в пределах 0,3-0,7 м. В аппарате должны быть обеспечены следующие технологические параметры: давление до 0,4 МПа, уровень жидкости в аппарате не допускается меньше 3,3 м, для предупреждения оголения электродов трансформатора и появления свободного газа.

Параметры трансформатора: напряжение от 13 до 22 кВ, сила тока до 250 А, максимальный уровень масла в бушинге 0,7 м, температура масла до 70 0С. Существует также необходимость контроля положения двери в трансформаторном блоке для предупреждения поражения человека электрическим током.

С электродегидраторов нефтяная эмульсия поступает на последнюю ступень подготовки в концевые сепарационные установки КСУ-1,2. Концевые сепарационные установки предназначены для осуществления последней ступени сепарации нефти. В КСУ происходит последняя ступень разгазирования нефти при атмосферном давлении. Уровень нефти поддерживается в пределах от 0,5 до 2 м.

Подготовленная товарная нефть с КСУ направляется в резервуары товарной нефти РВС-1,2. Резервуары оборудованы "маточником", с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. В товарных резервуарах происходит глубокий отстой, после которого через стояк высотой 2,6 м и задвижки подготовленная нефть направляется на насосные агрегаты внешней перекачки Н-1...3, через узел учета нефти (УУН) и блок контроля качества (БКК) на Лянторскую ЦППН.

На насосных агрегатах Н-1…3 установлены следующие защиты: по минимальному давлению на приеме (предотвращение кавитации) (0,4 МПа), по максимальному давлению на выкиде (предотвращение прорыва трубопровода) (5,2 МПа), максимальной температуры подшипников (предотвращение перегрева) (70 0С) и максимального уровня утечек нефти сальников (0,2 м).

На узле учета нефти измеряется расход жидкости в пределах от 0 до 300 м3/ч. Первая и вторая линия используются как рабочие, третья линия используется в качестве резервной. Контрольная линия предназначена для поверки рабочих линий.

В блоке контроля качества производится замер плотности, вязкости и влажности нефти.

Товарная нефть на выходе ЦППН отвечает требованием ГОСТ, если содержит не более 1 % воды.

Для питания печей газ берется с газопровода УВСиНГ «Нижнесортымское месторождение - Лянторсая КС», поступает на газовый сепаратор ГС, где проходит дополнительную очистку. В ГС производится очистка топливного газа от капельной жидкости (конденсата). В газовом сепараторе с помощью клапана на выходе газового сепаратора по воде поддерживается уровень конденсата в пределах 0,5 до 1,1 м, а также давление в пределах от 0,2 до 0,6 МПа клапаном на входе в аппарат.

Газ, выделившийся с С-1,2, КСУ-1,2, РВС-1,2 направляется на установку подготовки топливного газа (УПТГ).

Пластовая вода с ЦППН, выделившаяся с отстойников и электродегидраторов, отправляется в дренаж, в подземные емкости, а далее отправляется на очистные сооружения С-Алехинского месторождения.

Утечки нефти с насосных агрегатов Н-1…3, собираются в емкости Е-1. Уровень в емкости необходимо поддерживать в пределах от 0,5 до 2,5 м. При наполнении резервуара нефть откачивается насосным агрегатом Н-4 в трубопровод перед насосной товарной нефти.

В помещениях насосной и УУН необходимо обеспечивать концентрацию горючих газов в предельно-допустимых нормах. В цехе предусмотрено наличие вытяжного вентилятора.

2. Автоматизация процесса подготовки и перекачки нефти

2.1 Структура и функции системы автоматического управления технологическим процессом

Автоматическую систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) можно разделить на три основных уровня иерархии:

- нижним уровнем является уровень датчиков и исполнительных механизмов, которые устанавливаются непосредственно на технологических объектах. Их деятельность заключается в измерении параметров процесса, преобразовании их в соответствующий вид для дальнейшей передачи на более высокую ступень (функции датчиков), а также в приеме управляющих сигналов и в выполнении соответствующих действий (функции исполнительных механизмов);

- средний уровень - уровень логического контроллера. Его функции: сбор информации, поступающей с нижнего уровня, ее обработка и хранение, выработка управляющих сигналов на основе анализа информации, передача информации о производственном участке на более высокий уровень;

- верхний уровень - автоматическое рабочее место (АРМ) . Этот уровень включает в себя сбор данных поступающих со среднего уровня, их накопление, обработку и выдачу руководящих директив нижним уровнем. На верхнем уровне АСУ ТП размещены мощные компьютеры, выполняющие функции серверов баз данных и рабочих станций и обеспечивающие анализ и хранение всей поступившей информации за любой заданный интервал времени, а также визуализацию информации и взаимодействие с оператором. Основой программного обеспечения верхнего уровня являются пакеты SCADA.

2.2 Описание функциональной схемы автоматизации ЦППН

Автоматизация проводилась на следующих объектах:

- печи П-1,2;

- нефтяные сепараторы С-1,2;

- отстойники О-1,2;

- электродегидраторы ЭГ-1,2;

- газосепаратор Гс-1;

- концевая сепарационная установка КСУ-1,2;

- резервуарный парк Р-1,2;

- узел учета нефти;

- узел учета газа;

- насосные агрегаты Н1…3;

Система автоматизации должна обеспечивать функции:

- управления технологическим оборудованием;

- регулирования технологических параметров;

- аварийных защит технологических аппаратов;

- функции контроля и регистрации.

Функции управления:

- включение и выключение насосных агрегатов;

- открытие и закрытие автоматических задвижек и клапанов;

- запуск и останов трансформаторов электродегидраторов;

- автоматическое включение и выключение вытяжных вентиляторов.

Регулирование технологических параметров:

- давления топливного газа (поз. 2а) в газовом сепараторе клапаном Кл-1;

- уровня конденсата (поз. 4а) в газовом сепараторе клапаном Кл-2;

- уровня нефтяной эмульсии (поз. 12а, 16а) в сепараторах клапанами Кл-3 и Кл-4 соответственно;

- уровня раздела фаз нефть-вода (поз. 19а, 22а) в отстойниках клапанами Кл-5 и Кл-6 соответственно;

- давления (поз. 24а, 27а) в электродегидраторах клапанами Кл-7 и Кл-9 соответственно;

- уровня раздела фаз нефть-вода (поз. 25а, 28а) в электродегидраторах клапанами Кл-8 и Кл-10 соответственно;

- уровня нефть-газ (поз. 31а, 34а) в КСУ клапанами Кл-11 и Кл-12 соответственно.

Аварийные защиты технологических аппаратов:

- автоматический останов и блокировка трансформатора электродегидратора по параметрам: максимальной температуре масла (поз.23д, 26д), максимальному межфазному напряжению (поз.23е, 26е), и максимальной силе тока в обмотке трансформатора (поз.23з, 26з), по положению открыта дверь в трансформаторном блоке (поз.23г, 26г), минимальному уровню масла в трансформаторе (поз.23н, 26н), а также минимальном уровне нефти в аппарате (поз.23а, 26а);

- автоматическое отсечение резервуаров при достижении максимального уровня (поз.39а, 43а), автоматической задвижкой на входе (АЗ4, АЗ6), и минимального уровня (поз.38а, 42а), автоматической задвижкой на выходе (АЗ5, АЗ7);

- автоматический останов насосных агрегатов по следующим параметрам: минимальному давлению (поз.46а, 50а, 54а) на приеме (предотвращение кавитации), максимальному давлению на выходе (предотвращение прорыва трубопровода) (поз.46м, 50м, 54м ), максимальной температуры ч подшипников (предотвращение перегрева) (поз.46б, 50б, 54б), а также при максимальном и минимальном давлении на выходе с ЦППН (поз.44а).

Функции контроля и регистрации:

- расхода (поз 8б) газа поступающего на УПТГ и печи;

- температуры (поз. 9а, 13а), давления (поз. 11а, 15а) и уровня (поз. 12а, 16а) в сепараторах;

- давления (поз. 17а, 20а) и уровня (поз. 19а, 22а) раздела фаз нефть-вода в отстойниках;

- напряжения (поз. 23е, 26е) и силы тока (поз. 23з, 26з) в обмотках трансформаторов электродегидраторов;

- давления (поз. 24а, 27а) и уровня (поз. 25а, 28а) раздела фаз нефть-вода в электродегидраторах;

- обводненности (поз. 29а) нефтяной эмульсии на выходе с электродегидраторов;

- давления (поз. 30а, 33а) и уровня (поз. 31а, 34а) в концевых сепарационных установках;

- уровня (поз. 38а, 42а) в резервуарах;

- давления (поз 44а) на выходе ЦППН;

- перепада давления (поз. 45а, 49а, 53а, 59а, 66а, 73а, 80а) на фильтрах;

- температуры (поз. 46б, 46в, 46г, 46д, 50б, 50в, 50г, 50д, 54б, 54в, 54г, 54д) подшипников насосных агрегатов;

- давления (поз. 46м, 50м, 54м) на выкиде насосного агрегата;

- давления (поз. 61а, 68а, 75а, 82а), температуры (поз. 62а, 69а, 76а, 83а) и расхода (поз. 63б, 70б, 77б, 84б) нефти в линиях УУН;

- плотности (поз 85а), влажности (поз 86а) и вязкости (поз 87а) нефти в БКК.

Управление нагревателями - П-1,2, осуществляется «Унифицированной системой автоматизации блочных нагревателей» (УСА-ТК). В связи с тем, что ПТБ-10 с завода изготовителя поступают на производство уже с собственной автоматикой, то в данном проекте автоматизация печей не рассматривалась.

2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровня

перекачка нефть автоматический контроллер

Обеспечение надежного управления и качественного регулирования немыслимо без соответствующего технического обеспечения. При разработке системы предполагается использование комплектующих удовлетворяющих как общеотраслевым, так и специфическим требованиям, обусловленным технологическим регламентом объекта. Общими для всех технических средств автоматизации являются следующие требования:

- все применяемые датчики, преобразователи, исполнительные механизмы должны быть выполнены только электрическими, средства пневмоавтоматики не предусматриваются;

- характеристики всех технических средств обязаны соответствовать требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды, по взрывопожаробезопасности, по климатическому исполнению, по устойчивости к воздействию пыли и влаги, по устойчивости к воздействию агрессивных сред.

Также при выборе средств измерения, обработки информации и реализации функций управления и регулирования большое значение имеет экономическая целесообразность применения конкретного типа устройства и организационные вопросы, связанные с последующим техническим обслуживанием.

Правильный подбор измерительных приборов имеет огромное значение, так как именно достоверность источника информации во многом определяет успех в выполнении поставленных задач. Отечественными и зарубежными производителями выпускается множество различных марок датчиков с различными характеристиками, предоставляя разработчику свободу выбора и возможность адекватного подбора комплектующих с необходимыми техническими характеристиками.

Для измерения избыточного давления во всех аппаратах и трубопроводах используются датчики с основной погрешностью 0,1…0,25% и пределами измерения 0…100МПа. В данном проекте рассмотрены датчики различных фирм производителей: Метран-150-CG, Сапфир-22МПС-ДИ и Мида-13П.

Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сравнение датчиков избыточного давления

Параметр

Метран-150-CG

Сапфир-22МПС-ДИ

Мида-13П

Предел измерений (МПа)

0-100

0-100

0-160

Основная погрешность, %

0,05

0,1

0,25

Выходной сигнал, (мА)

0-5, 4-20

0-5, 4-20

4-20

Температура измеряемой среды, (0С)

-50…120

-50…120

-40…80

Температура окружающей среды, (0С)

-40…50

-40…80

-40…80

Взрывозащита

Exia, Exds

Exia, Exds

Exia

Гарантийный срок

3 года

3 года

3 года

Средний срок службы

12 лет

12 лет

12 лет

На основе результатов сравнения представленных датчиков избыточного давления наиболее подходящим по основным параметрам ( малая погрешность измерений, значительно большой диапазон измерений, более высокий срок службы) является датчик избыточного давления Метран-150-CG.

Измерительный блок датчиков Метрана-150-CG состоит из корпуса и емкостной измерительной ячейки Rosemount. Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны и разделительную жидкость к измерительной мембране, расположенной в центре емкостной ячейки.

Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал[3].

Для измерения температуры в пределах -50…70 0С и с точность не менее 1% рассмотрены датчики различных фирм производителей: ТСМУ Метран-274МП, ИКЛЖ.405212.022 и ТСМУ-9418.

Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Сравнение датчиков температуры

Параметр

ТСМУ Метран-274МП

ИКЛЖ.

405212.022

ТСМУ-9418

Предел измерений (0С)

-50...180

-50...150

-50...150

Номинальная статическая характеристика

100М

100М

100М

Основная погрешность, %

0,15

0,25

1,0

Выходной сигнал, (мА)

4-20

4-20

4-20

Температура окружающей среды, (0С)

-40…70

-40…50

-40…50

Взрывозащита

Exia, Exds

Exds

Exia

Гарантийный срок

3 года

1,5 года

2 года

Средний срок службы

5 лет

12,5 лет

5 лет

На основе результатов сравнения представленных датчиков температуры наиболее подходящим по основным параметрам (широкий диапазон измерений, малая погрешность измерений, высокий срок службы и гарантии) является датчик температуры ТСМУ Метран-274МП.

Принцип действия термопреобразователей сопротивления ТСМУ Метран-274МП основан на пропорциональном изменении его электрического сопротивлении в зависимости от температуры. Ра6очим органом термопреобразователя является чувствительный элемент, выполненный из медной проволоки[3].

Для измерения уровня и уровня раздела фаз в аппаратах под давлением и резервуарах, с основной погрешностью менее 0,5% были рассмотрены датчики различных фирм производителей: РУ-ПТ3, Сапфир- 22Р-ДУ, РУПТ-АМ и ДУУ4М.

Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Сравнение датчиков уровня

Параметр

РУ-ПТ3

Сапфир-22Р-ДУ

ДУУ4М

РУПТ-АМ

Предел измерений (м)

до 12

до 11

до 25

до 16

Основная погрешность, %

0,5

0,5

0,5

0,15

Выходной сигнал, (мА)

4-20

4-20

4-20

4-20

Температура окружающей среды, (0С)

-40…60

-40…80

-45…75

-50…50

Взрывозащита

Exib

Exia,Exds

Exib

Exib

Гарантийный срок

1,5 года

1,5 года

1,5 года

2 года

Средний срок службы

10 лет

12 лет

8 лет

8 лет

На основе результатов сравнения представленных датчиков уровня наиболее подходящим по основным параметрам (малая погрешность измерений, высокий срок службы и гарантии ) является датчик уровня Сапфир-22Р-ДУ.

При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Гидравлический демпфер, внутренняя полость которого заполнена вязкой жидкостью, сглаживает колебания. Преобразователь может быть перенастроен потребителем на требуемый режим измерений по диапазону напряжения питания, виду выходного сигнала, плотности измеряемой среды. Имеются режимы работы с включенной или отключенной плавной регулировкой плотности [8].

Для измерения обводненности нефтяной эмульсии на выходе с электродегидраторов с погрешностью не более 2,5% были рассмотрены следующие датчики: УДВН-1ПМ, ВСН-2-ПП, BOECH и ВНП-100.

Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Сравнение датчиков определения влажности

Параметр

УДВН-1ПМ

ВСН-2-ПП

BOECH

ВНП-100

Диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, %

0-10

0-10

2-30

0-30

Пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, %

1,0

1,2

1,2

1,5

Выходной сигнал, (мА)

4-20

4-20

4-20

4-20

Диапазон температур, °С

+5…+50

+5…+60

-10…+50

+1…+40

Рабочее давление, МПа, не более

6,4

4,0

4,0

6,3

Взрывозащита

Exia, Exib

Exib

Exia

Exia

Гарантийный срок

2 года

2 года

1,5 года

1,5 года

Средний срок службы

6 лет

5 лет

5 лет

5 лет

На основе результатов сравнения представленных датчиков влажности наиболее подходящим по основным параметрам (малая погрешность измерений, широкий диапазон измерений, высокий срок службы и гарантии, множество типов взрывозащиты) является датчик влажности УДВН-1ПМ.

Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Вода и соли имеют нулевую оптическую плотность, а нефть практически непрозрачная жидкость с характерной оптической плотностью. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси в зависимости от влагосодержания имеет линейный характер.

В качестве исполнительных механизмов были рассмотрены механизмы фирм МЭО, PrimAR и AUMA.

Таблица 2.5 - Сравнительный анализ исполнительных механизмов

Название и тип

Характеристика

МЭО-500

PrimAR-М-250/63-0,25-99

AUMA

Крутящий момент, Нм

160; 320; 400; 500; 650

250

250 - 500

Номинальное время полного хода, с

10; 25; 63; 120; 160

63

63

Номин. значение полного хода, об.

0.25; 0.63

0.25

0.25

Питание, В

Для однофазной сети

Для трехфазной сети

220, 230, 240 (50 Гц);

380, 400, 415 (50 Гц)

220 , 230 , 24

380 , 400 , 415

220; 230; 240;

380; 400; 415; 500

На основе результатов проведенного анализа оптимальным является исполнительный механизм AUMA.

Многооборотный привод AUMA - это привод, который передает арматуре крутящий момент при минимум одном полном обороте. Привод AUMA может выдерживать напор штока арматуры. Электрические многооборотные приводы AUMA применяются везде, где требуется автоматизация работы трубопроводной арматуры.

Важным критерием является режим работы. Арматура может находиться в положении ОТКРЫТЬ-ЗАКРЫТЬ (режим отсекания), в промежуточном положении (режим позиционирования), или его положение можно изменять через небольшие промежутки времени для управления движением потока среды через трубопровод (режим регулирования). Все это нужно учитывать при выборе размера привода, поскольку объем нагрузки в значительной степени зависит от режима работы.

Главное отличие замкнутой системы управления заключается в том, что изменение условий эксплуатации требует постоянного изменения положения приводной арматуры. Для подобных областей применения требуется частота срабатывания каждые несколько секунд [11].

Остальные датчики и исполнительные механизмы выбирались по такому же принципу, сравнения производились по тем же параметрам и приведены в Приложении Б.

3. Программируемый логический контроллер в системе автоматизации ЦППН

3.1 Назначение микропроцессорного контроллера

Программируемый логический контроллер (ПЛК) - микропроцессорное устройство, архитектура которого ориентирована на решение основных задач АСУ ТП.

ПЛК предназначен для работы в распределенной системе управления в реальном времени; в ПЛК работает фиксированный набор рабочих программ, размещенных в запоминающем устройстве контроллера. От небольших до мощных и высокоскоростных систем ПЛК обеспечивают самых требовательных заказчиков исчерпывающими возможностями и гибкостью при реализации современных сетевых решений в распределенных системах управления и контроля.

Программируемый контроллер - это ядро системы автоматизации, он производит все математические вычисления и логические действия необходимые для управления технологическим процессом, формирует управляющие воздействия - выходные сигналы в зависимости от динамики протекания процесса. Основные функции ПЛК - это сбор, преобразование, обработка, хранение информации и выработка команд управления [10].

Современный ПЛК может обрабатывать дискретные, аналоговые и частотные сигналы, управлять клапанами, шаговыми двигателями, сервоприводами, преобразователями частоты, осуществлять регулирование (ПИД-регулятор).

Высокие эксплуатационные характеристики делают целесообразным применение ПЛК везде, где требуется логическая обработка сигналов от датчиков. Применение ПЛК обеспечивает высокую надежность, простое тиражирование и обслуживание устройств управления, ускоряет монтаж и наладку оборудования, обеспечивает быстрое обновление алгоритмов управления.

3.2 Выбор микропроцессорного контроллера

В настоящее время на рынке средств автоматизации представлено огромное количество программируемых логических контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства.

Сравнительный анализ производился по зарубежным контроллерам, таким как: Simatic S7-300 фирмы Siemens, SLC-500 фирмы Rockwell Automation (Allen Bradley и ГАММА-11 фирмы Microchip Technology. Данные контроллеры были выбраны для анализа как наиболее подходящие по классу, характеристикам и ценовой категории.

Сравнение программируемых логических контроллеров по основным параметрам приведено в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Сравнение ПЛК

Параметр

SLC-500

S7-300

ГАММА-11

Время сканирования вх/вых, мс

0,225

0,2

0,3

Время сканирования программы, мс

0,90

0,85

1,15

Коммуникационные порты

DH+, RS-232

Ethernet, Modbus

RS-485

Объем памяти, Кслов

32

128

20

Максимальное количество аналоговых входов

96

248

192

Максимальное количество дискретных входов-выходов

4096

8192

1056

Средний срок службы

9 лет

8 лет

12 лет

Контроллеры фирм Allen-Bradley и Siemens признаны лидерами в своем сегменте контроллеров, при этом хорошо зарекомендовали себя во многих странах. Альбатрос имеет небольшой опыт выпуска контроллеров средней и высокой мощности, но так как все основные элементы ПЛК изготавливаются за рубежом, что делает контроллер относительно надежным. Каждый из контроллеров имеет свои недостатки и достоинства. Выбор контроллера был сделан в пользу SLC-500, т.к. этот контроллер имеет оптимальное количество дискретных и аналоговых входов и выходов, при этом Allen-Bradley предлагает высококлассное обслуживание и техническую поддержку.

3.3 Выбор конфигурации контроллера

При выборе конфигурации контроллера необходимо руководствоваться следующими параметрами: числом аналоговых портов ввода/вывода, числом дискретных портов ввода/вывода, используемый протокол обмена информацией с устройствами верхнего уровня и др.

На основании списка перечня сигналов с нижнего уровня:

- аналоговых входов АI - 84 с сигналом 4-20мА;

- дискретных входов DI - 89 с сигналом 24В;

- дискретных выходов DО - 70 с сигналом 24В;

- частотных входов FI - 4.

В качестве центрального процессора был выбран с учетом 15% резерва процессорный модуль 1747-L553. Данный центральный процессор поддерживает 96 аналоговых входа и выхода, до 4096 входным и выходных дискретных сигналов, до трех шасси, обеспечивает среднее время сканирования программы 0,9 мс, время сканирования входов/выходов 0,225 мс, а также коммуникационные порты Ethernet и RS-232.

Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбран модуль 1746-NI16, который имеет 16 входов. Модуль обеспечивает ток нагрузки задней шины 125мА при 5В (75мА при 24В); ±20мА, 4-20мА, 0-1мА или 0-10мА [12].

Для ввода дискретных сигналов типа “сухой контакт” применены модули 1746-IB32 с внешним источником питания 24 В постоянного тока. Модули 1746-IB32 обеспечивают подключение 32 сигналов постоянного напряжения 24В по схеме с общей землей [13].

Выходные сигналы 24В постоянного тока формируются при помощи модуля 1746-OB32. Модули типа OB32 обеспечивают 32 транзисторных выходов постоянного напряжения 24В по схеме с общей землей [13].

Приведенные выше модули размещаются в шасси типа 1746-А13, имеющего 13 слотов для установки модулей, а также шасси типа 1746-А7, имеющего 7 слотов. Размещения модулей ввода/вывода, а также расчет энергопотребления приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Конфигурация и расчёт энергопотребления контроллера

Шасси

№ слота

Каталожный номер

Потребляемый ток, А

Описание

5V

24V

1746-А13

0

1747-L542

1

0

CPU SLC 5/05

1

1746 NI16I

0,125

0,075

Входной аналоговый модуль

2

1746 NI16I

0,125

0,075

3

1746 NI16I

0,125

0,075

4

1746 NI16I

0,125

0,075

5

1746 NI16I

0,125

0,075

6

1746 NI16I

0,125

0,075

7

1746-IB32

0,106

-

Входные дискретные модули

8

1746-IB32

0,106

-

9

1746-IB32

0,106

-

Шасси

№ слота

Каталожный номер

Потребляемый ток, А

Описание

5V

24V

1746-А13

10

1746-OB32

0,19

-

Выходные дискретные модули

11

1746-OB32

0,19

-

12

1746-OB32

0,19

-

Итого

I, A

2,638

0,45

Блок питания 1746-Р2

БП

I, A

5

0,96

Запас

I, A

2,362

0,51

1746-А7

13

1746-HSCE

0,032

-

Входные частотные модули

14

1746-HSCE

0,032

-

15

1746-HSCE

0,032

-

16

1746-HSCE

0,032

-

17

-

-

-

резерв

18

-

-

-

резерв

19

-

-

-

Блок питания 1746-Р1

Итого

I, A

0,128

-

БП

I, A

2

0,46

Запас

I, A

1,872

0,46

По данным энергопотребления модулей с процессора выбраны блоки питания 1746-Р1и 1746-Р2, т.к. они соответствуют потребляемой мощности и имеет запас.

4. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе

4.1 Определение параметров модели объекта и выбор типа регулятора

График переходной характеристики для системы регулирования уровня нефтяной эмульсии в сепараторе С-1 приведен на рисунке 4.1. Допустимое перерегулирование у = 10%, относительное изменение входного параметра µ = 15%.

Рисунок 4.1 - График переходной характеристики для системы регулирования уровня нефтяной эмульсии в сепараторе С-1

Кривая отклика имеет монотонный характер, поэтому аппроксимирована апериодическим звеном первого порядка с запаздыванием, то есть передаточная функция будет иметь вид:

(4.1)

Для определения параметров объекта по кривой отклика, таких, как: коэффициент усиления (), постоянная времени объекта (), время запаздывания (), строится касательная к кривой с наибольшим тангенсом угла наклона (рисунок 4.2).

Время запаздывания (ф) равно длине отрезка от начала координат до точки пересечения касательной с горизонтальной осью. Постоянная времени объекта (Т0) определяется как длина отрезка от точки пересечения касательной с горизонтальной осью, до проекции пересечения касательной с установившимся значением.

Рисунок 4.2 - График кривой отклика системы регулирования уровня нефтяной эмульсии в сепараторе С-1

Из рисунка 4.2 видно, что постоянная времени объекта (Т0) равна 75,47 секунды, время запаздывания (ф) 16,35 секунды, начальное () и установившееся () значения амплитуды равны соответственно 1200 и 1129,16 мм.

Коэффициент передачи объекта находится по формуле 4.2:

(4.2)

Подставляем найденные данные в формулу 4.2 и получаем численное значение коэффициента передачи объекта (формула 4.3):

(4.3)

Таким образом, передаточная функция объекта выглядит следующим образом:

(4.4)

Так как в качестве устройства регулирования используется цифровая система, которая преобразует входную аналоговую величину в цифровой сигнал, то САР становится цифровой. Вычисление регулирующих воздействий будет происходить через равные промежутки времени или период квантования [14].

Выбор периода квантования выполняется на основе анализа особенностей технологического процесса, аппаратного комплекса и удобства математических операций. На практике период квантования часто находится по теореме Котельникова, как половина наименьшей из времени запаздывания ( и ), поэтому период квантования Т=8,175с.

В цифровой системе расчет параметров настройки регулятора производится с помощью Z-преобразования.

Передаточная функция разомкнутой системы автоматического регулирования представлена на рисунке 4.3:

Рисунок 4.3 - Передаточная функция разомкнутой системы

Приведённая непрерывная часть есть последовательное соединение объекта и фиксатора определенного порядка.

Фиксатор - это одна из функциональных частей реального импульсного элемента, которая удерживает или изменяет определенным образом в течение периода значение своей входной величины, полученной с идеального импульсного элемента (ключа). В системе используется фиксатор нулевого порядка, его передаточная функция имеет вид:

(4.5)

где Т - период дискретизации.

Фиксатор нулевого порядка сохраняет измеренную в момент времени Ti амплитуду до следующего измерения в момент (i+1).

Для получения единого математического описания находится z-передаточная функция приведенной непрерывной части.

Структурная схема такой дискретной системы представлена на рисунке 4.4:

Рисунок 4.4 - Структурная схема дискретной системы

Записывается передаточная функция приведенной непрерывной части в непрерывной форме для построения z-передаточной функции приведенной непрерывной части:

(4.6)

При использовании фиксатора нулевого порядка Z-передаточная функция, вычисляется по формуле:

(4.7)

Запаздывание системы определяет множитель , которому в z-преобразовании соответствует множитель z-х, где . Разложив дробь на простые дроби с учетом запаздывания, находится z-изображение переходной характеристики объекта:

(4.8)

При подстановке соответствующих значений в (4.8) получаем:

(4.9)

Z-передаточная функция приведенной непрерывной части Wпр.н.ч. для рассматриваемого контура регулирования имеет вид:

(4.10)

Для выбора наиболее предпочтительного закона регулирования используется следующий формальный критерий: ф/ Т0. Если это отношение больше 0,2 и меньше 0,7 то используется ПИ-регулятор.

ф/ Т0= 16,35/75,47=0,22 (4.11)

Передаточная функция ПИ-регулятора:

(4.12)

где: Wp - передаточная функция регулятора;

kp - коэффициент передачи регулятора;

Tu - интегральная постоянная времени.

4.2 Расчёт оптимальных настроек регулятора

Нахождение оптимальных настроек регулятора Кp и Tu производится графоаналитическим методом ограничения на частотный показатель колебательности [15].

Характеристикой значения частотного показателя колебательности определяется запас устойчивости системы и качество управления, чем больше М, тем менее качественная система.

Частотный показатель колебательности (М) есть отношение максимального значения амплитуды амплитудно-частотной характеристики замкнутой системы к ее значению при частоте, равной нулю:

(4.13)

Рассматриваемая система астатическая (в регуляторе присутствует интегрирующее звено), поэтому и .

Для определения фактического значения частотного показателя колебательности строится АЧХ замкнутой системы - зависимость амплитуды выходного сигнала от частоты при изменении последней от 0 до ?:

(4.14)

Данный метод основывается на двух критериях качества системы: косвенном частотном показателе колебательности и интегральном критерии колебательности.

Частотный показатель колебательности учитывается при построении АФЧХ разомкнутой системы за счет обеспечения касания АФЧХ окружности, определяющей границу необходимого запаса устойчивости. Интегральный критерий качества позволяет определить наиболее оптимальное соотношение параметров регулятора

Чтобы определить частотный показатель колебательности по заданному перерегулированию =10 %, используются номограммы Солодовникова (рисунок 4.5) [16].

По заданному , находится:

; ;

Рисунок 4.5 - Номограммы Солодовникова

По заданному частотному показателю колебательности строится запретная область в виде окружности с центром в точке и радиусом

Выбирается постоянная интегрирования. Опытным путем доказано, что оптимальные настройки не должны значительно отличаться от наибольшей постоянной времени объекта. Поэтому выбирается наибольшая постоянная времени объекта, на её основе строится интервал.

На практике для расчетов задается интервал варьирования постоянной времени (наиболее часто используется отклонение в 50%), где - наибольшая постоянная времени в элементах непрерывной части.

Подбирается коэффициент передачи регулятора так, чтобы АФЧХ разомкнутой системы касалось запретной области. Если АФЧХ заходит в запретную область, заданную окружностью, то, сохраняя Ти, необходимо уменьшить Кр, если не доходит до окружности, то увеличивать Кр до тех пор, пока годограф не коснется окружности, тем самым определяя пару значений Кр и Ти (рисунок 4.6):

Рисунок 4.6 - Касание АФЧХ окружности

Задается шаг так, чтобы число шагов было не менее , и для каждого Ти из этого интервала проводится процедура подбора Кр. Оптимальными являются те значения, для которых отношение имеет наибольшее значение.

В данной работе воспользуемся программой Matlab 7.04 и составим программу для расчетов [приложение В]. Сначала рассчитаем настройки главного регулятора при условии, что Крвс > ?; Тнаиб=75,47; Ти є; Ти є [37,74; 113,21].

Результаты представлены в таблице 4.1:

Таблица 4.1 - Настройки ПИ-регулятора

Ти

Кр

Кр/Ти

37,735

1,402

0,037154

42,766

1,765

0,041271

47,798

2,298

0,048078

52,829

2,987

0,056541

57,860

3,675

0,063515

62,892

4,352

0,069198

67,923

4,798

0,070639

72,954

5,154

0,070647

77,986

5,398

0,069218

83,017

5,475

0,06595

88,048

5,634

0,063988

93,080

5,765

0,061936

98,111

5,876

0,059891

103,142

5,893

0,057135

108,174

5,959

0,055087

113,205

6,101

0,053893

Построим кривую по значениям Кр/Ти и Ти (рисунок 4.7):

Рисунок 4.7 - График зависимости Кр /Tи от Tи

По интегральному критерию качества выбираем наибольшее отношение Tи/Kp равно 0,070647, следовательно, настройки главного регулятора: Tи = 72,954, Kp = 5,154.

Передаточная функция ПИ - регулятора тогда примет вид:

(4.15)

4.3 Проверка показателей качества

Для построения АЧХ и переходной характеристики записывается передаточная функция замкнутой системы:

(4.16)

(4.17)

Строится график АЧХ замкнутой системы:

Рисунок 4.8 - АЧХ замкнутой системы

Получается, что: А(0)=1; Аmax=1,047; ,047

Допустимое значение частотного показателя колебательности было 1,05, значит, настройка одноконтурной САР по косвенным показателям качества можно считать удовлетворительной.

Для проверки прямых показателей качества системы при найденных настройках ПИ-регулятора строится переходная характеристика замкнутой системы.

Переходной характеристикой называется реакция системы на единичное входное воздействие («единичная ступенька»).

К основным показателям, которые можно определить по ней, относятся время регулирования и перерегулирование.

Временем регулирования tр называется минимальное значение времени по истечении которого регулируемая величина будет оставаться близкой к установившемуся значению с заданной степенью точности.

Таким образом, время регулирования определяет длительность переходного процесса.

(4.18)

где ? - постоянная величина, которая задается заранее.

Для построения переходного процесса найдём изображение реакции на единичное входное воздействие:

(4.19)

Перерегулированием у называется максимальное отклонение Дhmax регулируемой величины от установившегося значения (hуст), выраженное в относительных единицах или в процентах по отношению к hуст:

(4.20)

Переходная характеристика для найденных настроек имеет вид, представленный на рисунке 4.9:

Рисунок 4.9 - Переходная характеристика

По графику видно, что:

- перерегулирование уфакт < удоп, уфак = 9,2%, удоп =10%;

- время регулирования tр факт < tр доп, tр факт =14 * 8,175=114,45с, tр доп=301,88с.

Так как полученные прямые показатели качества не выходят за пределы допустимых значений, то расчет можно считать удовлетворительным.

Заключение

На данный момент наблюдается развитие систем автоматизации. Это связано с тем, что необходимо уменьшить степень непосредственного участия человека в различных технологических процессах, т.е. уменьшить воздействие на него вредных факторов производства, риск, связанный с отказом оборудования и т.п.

Кроме того, при этом достигается:

- повышение качества и надежности производственных процессов;

- повышение экономии средств за счет оптимизации режимов производства, предотвращение аварийных ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения;

- снижение риска повреждения оборудования и травматизма персонала за счет автоматизации контроля состояния оборудования и диспетчерского управления;

- снижение затрат на текущий и капитальный ремонт за счет использования высоконадежной техники;

- снижение эксплуатационных затрат и продление срока службы оборудования за счет автоматизации контроля ресурса оборудования, полноценной паспортизации;

- снижение затрат на содержание персонала за счет внедрения технологии автоматического управления и малообслуживаемой техники;

В ходе работы был рассмотрен технологический процесс работы ЦППН Алехинского месторождения. Разработана функциональная схема автоматизации.

Произведен выбор первичных преобразователей, датчиков, исполнительных механизмов, а также микропроцессорного контроллера, как основы системы автоматизации.

Произведен расчет настроек дискретного ПИ-регулятора в программном пакете MATLAB. Программа расчета приведена в приложении В. По результатам расчета определили, что было получено высокое качество настройки - у=9,02% и tp=114,45c меньше заданных у=10% и tp=301,88c.

Список использованных источников

1. Технологический регламент ЦППН Алехинского месторождения НГДУ «Нижнесортымскнефть». Разработан институтом «СургутНИПИнефть», 2008.-129 с.

2. Семейство малых программируемых контроллеров SLC-500. / Allen-Bradly A Rockwell International Company. 2005 - 31с.

3. Аналоговые модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 2005 - 71с.

4. Дискретные модули ввода-вывода (серия 1746) SLC-500. Руководство пользователя / Allen-Bradley A Rockwell International Company. 2006 - 53с

5. Ротач В.Я. Теория автоматического управления: Учебник для вузов. - М.: МЭИ, 2006. - 400с.

Интернет-источники

6. Журнал «Автоматизация в промышленности», www.automation-drives.ru.

7. Каталог контрольно-измерительных приборов, Промышленная группа «Метран», www.metran.ru.

8. Каталог контрольно-измерительных приборов, Промышленная группа «Микроэлектронные датчики», www.midaus.com.

9. Каталог контрольно-измерительных приборов, НПО ООО «РИЗУР», www.rizur.ru.

10. Каталог контрольно-измерительных приборов, ООО «ВНИИЭФ-Волгогаз-НН», www.vvgnn.com.

11. Каталог контрольно-измерительных приборов, ОАО "Научно-производственное предприятие "Эталон", www.omsketalon.ru.

12. Каталог контрольно-измерительных приборов, ОАО «Теплоприбор», www.teplopribor.ru.

13. Каталог контрольно-измерительных приборов и контроллеров, ЗАО «Альбатрос», www.albatros.ru.

14. Интернет ресурс, посвященный автоматизации промышленности, www.ingener.info.

Приложение А. Функциональная схема автоматизации ЦППН

Рисунок А.1 - Функциональная схема автоматизации (начало)

Рисунок А.2- Функциональная схема автоматизации (начало)

Приложение Б. Таблица КИПиА

Наименование параметра

Единицы измерения

Обозначение

Пределы измерения параметра

Наименование прибора

Поз. на схеме

Пределы измерения прибора

Класс точности

Диапазон вх/вых сигнала

DI

DO

AI

AO

FI

Задвижка на входе ЦППН

-

NSHA

-

AUMA

АЗ 1

-

-

24 В

++

++

Газовый сепаратор - ГС

Давление газа в ГС

МПа

PT

0,2-0,6

Метран-150-CG

2а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Клапан на входе ГС

-

NSHA

-

AUMA

Кл 1

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Уровень конденсата в ГС

м

LT

0,5-1,1

Сапфир-22Р-ДУ

4а

0-1,6

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе ГС

-

NSHA

-

AUMA

Кл 2

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Сигнализация давления газа на выходе ГС

МПа

PIS

0,2-0,6

ДМ-2010-Сг

5а

0-1,0

1,5

24 В

++

Учет газа идущего на сжигание в печах

Давление в газопроводе перед П-1,2

МПа

PT

0,2-0,6

Метран-150-CG

6а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Температура в газопроводе перед П-1,2

єС

TT

0-50

Метран-274МП

7а

-50-180

0,25

4-20 мА

+

Расход газа в газопроводе перед П-1,2

м3/час

FT

0-10

Метран-150-CD

8б

0-25

0,2

4-20мА

+

Нефтяные сепарационные установки - С-1,2

Температура в C-1

єС

TT

0-50

Метран-274МП

9а

-50-180

0,25

4-20 мА

+

Давление в C-1

МПа

PT

0-0,55

Метран-150-CG

11а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Уровень в C-1

м

LT

0,5-2,0

Сапфир-22Р-ДУ

12а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе С-1

-

NSHA

-

AUMA

Кл 3

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Температура в C-2

єС

TT

0-50

Метран-274МП

13а

-50-180

0,25

4-20 мА

+

Давление в C-2

МПа

PT

0-0,55

Метран-150-CG

15а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Уровень в C-2

м

LT

0,5-2,0

Сапфир-22Р-ДУ

16а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе С-2

-

NSHA

-

AUMA

Кл 4

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Отстойники О-1,2

Давление в О-1

МПа

PT

0-0,5

Метран-150-CG

17а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Уровень в О-1

м

LT

0,5-1,5

Сапфир-22Р-ДУ

19а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе из О-1

-

NSHA

-

AUMA

Кл 5

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Давление в О-2

МПа

PT

0-0,5

Метран-150-CG

20а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Уровень в О-2

м

LT

0,5-1,5

Сапфир-22Р-ДУ

22а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе из О-2

-

NSHA

-

AUMA

Кл 6

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Электродегидраторы ЭГ-1,2

Сигнализация нижнего предела уровня в ЭГ-1

м

LE

0,2

СУР-3

23а

0-1,5

1,0

24 В

+

Сигнализация давления в ЭГ-1

МПа

PIS

0,2-0,4

ДМ-2010-Сг

23в

0-1,0

1,5

24 В

++

Положение двери в транс. ЭГ-1

-

GS

-

ДМПГР 2

23г

-

1,0

24 В

+

Сигнализация верхнего предела температуры транс. масла в ЭГ-1

єС

TIS

75

ТКП-160-Сг

23д

0-120

1,5

24 В

+

Напряжение трансформатора

ЭГ-1

кВ

EI

13-22

Омь-3.36

23е

0-25

0,5

4-20мА

+

Ток трансформатора ЭГ-1

А

EI

200-240

Омь-4.12

23з

0-250

0,5

4-20мА

+

Сигнализация нижнего предела уровня транс. масла в ЭГ-1

м

LE

0,7

СУР-3

23к

0-1,5

1,0

24 В

+

Трансформатор

-

NSHA

-

AUMA

23н,м

-

-

24 В

+

++

Давление в ЭГ-1

МПа

PT

0,2-0,4

Метран-150-CG

24а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Клапан на выходе из ЭГ-1 в КСУ

-

NSHA

-

AUMA

Кл 7

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Уровень раздела фаз в ЭГ-1

м

LT

0,3-0,7

Сапфир-22Р-ДУ

25а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе из ЭГ-1 в дренаж

-

NSHA

-

УЭРВ-1М

Кл 8

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Сигнализация нижнего предела уровня в ЭГ-2

м

LE

0,2

СУР-3

26а

0-1,5

1,0

24 В

+

Сигнализация давления в ЭГ-2

МПа

PIS

0,2-0,4

ДМ-2010-Сг

26в

0-1,0

1,5

24 В

++

Положение двери в транс. ЭГ-2

-

GS

-

ДМПГР 2

26г

-

1,0

24 В

+

Сигнализация верхнего предела температуры транс. масла в ЭГ-2

єС

TIS

75

ТКП-160-Сг

26д

0-120

1,5

24 В

+

Напряжение трансформатора ЭГ-2

кВ

EI

13-22

Омь-3.36

26е

0-25

0,5

4-20мА

+

Ток трансформатора ЭГ-2

А

EI

200-240

Омь-4.12

26з

0-250

0,5

4-20мА

+

Сигнализация нижнего предела уровня транс. масла в ЭГ-2

м

LE

0,7

СУР-3

26к

0-1,5

1,0

24 В

+

Трансформатор

-

NSHA

-

AUMA

26н,м

-

-

24 В

+

++

Давление в ЭГ-2

МПа

PT

0,2-0,4

Метран-150-CG

27а

0-1,6

0,2

4-20 мА

+

Клапан на выходе из ЭГ-2 в КСУ

-

NSHA

-

AUMA

Кл 9

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Уровень раздела фаз в ЭГ-2

м

LT

0,3-0,7

Сапфир-22Р-ДУ

28а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе из ЭГ-2 в дренаж

-

NSHA

-

AUMA

Кл 10

0-100

-

24 В,

4-20 мА

++

++

+

Влагомер на выходе с ЭГ-1,2

%

MT

0,1-0,5

УДВН-1ПМ

29а

0,01-2,00

0,6

4-20 мА

+

Задвижка на входе в КСУ

-

NSHA

-

AUMA

АЗ 2

-

-

24 В

++

++

Задвижка на входе в аварийные РВС

-

NSHA

-

AUMA

АЗ 3

-

-

24 В

++

++

Концевые сепарационные установки КСУ-1,2

Давление в КСУ-1

кПа

PT

0-20

Метран-150-CG

30а

0-250

0,2

4-20 мА

+

Уровень эмульсии в КСУ-1

м

LT

0,5-2,0

Сапфир-22Р-ДУ

31а

0-10

1,0

4-20мА

+

Клапан на выходе из КСУ-1

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены