Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

Автоматизация технологических объектов нефтесборного пункта «Манчарово»

Студент гр. АГз 06-01 С.А. Рудковский

Руководитель доц. М.Ю. Прахова

Консультанты:

по технологическому, техническому

и специальному разделам

доц. М.Ю. Прахова

по охране труда и технике безопасности

канд. техн. наук, доцент А.А. Гилязов

по экономическому разделу

преподаватель Е.В. Астафьев

по патентной проработке доц. М.Ю. Прахова

Нормоконтролер М.Ю. Прахова

Уфа 2012



РЕФЕРАТ

Объектом исследования является измерение границы раздела фаз в трубном водоотделителе.

В процессе исследования рассмотрены существующие способы контроля, сигнализации и управления границы раздела фаз.

Цель работы - совершенствование имеющейся системы автоматизации путем замены приборов измерения границы раздела фаз в трубном водоотделителе.

В результате исследования выбран измеритель уровня границы раздела фаз и рассчитаны настройки ПИД-регулятора.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении качества отделения воды от нефти за счет автоматического поддержания оптимального значения уровня.

Степень внедрения - планируется внедрение в 2012 году.



ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

НСП - нефтесборный пункт;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

ДНС - дожимная насосная станция;

ПИД - пропорционально-интегрально-дифференциальный;

ТВО - трубный водоотделитель;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

РС - персональный компьютер;

МПК - международная патентная классификация;

SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition -- система диспетчерского управления и сбора данных;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

ПАЗ - противоаварийная защита;

ПТБ - правила техники безопасности;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

ЧДД - чистый дисконтированный доход.



ВВЕДЕНИЕ

В развитии нефтегазодобывающей промышленности, как и во всех других отраслях народного хозяйства, неизмеримо большую роль играет автоматизация. С развитием технического прогресса, с внедрением современных микропроцессорных приборов, с применением новых компьютерных систем изменились задачи и требования, предъявляемые к средствам автоматизации. И уже современные технологические процессы нефтедобычи невозможно стало представить без комплексной системы автоматизации, которая включает системы управления, контроля, сигнализации и сбора данных на базе современных аппаратно-программных средств.

Для решения новых задач и для выполнения современных требований стала необходимой, наряду с внедрением новых систем, реконструкция устаревших систем автоматизации на объектах нефтегазодобывающего производства.

Автоматическое управление НСП - это функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами энергетических ресурсов, экономия которых является актуальной проблемой.

Цель данного дипломного проекта - совершенствование существующей системы автоматизации трубного водоотделителя.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии подготовки нефти к дальнему транспорту;

- модернизация системы управления трубным водоотделителем;

- расчет настроек ПИД регулятора.

При работе над проектом были использованы материалы ООО НГДУ «ЧЕКМАГУШНЕФТЬ» (технологический регламент нефтесборного пункта «Манчарово»).



1 Общие сведения об НСП «МАНЧАРОВО»

1.1 Общая характеристика объекта

Нефтесборный пункт (НСП) «Манчарово» предназначен для приема, подготовки обводненной нефти с промысловых и дожимных насосных станций (ДНС), аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их для использования в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время, согласно схеме подготовки, в НСП «Манчарово» поступает на подготовку обводненная нефть с нефтепромыслов № 1, № 3, № 5. С нефтепромысла № 1 сырье поступает двумя потоками: один поток с содержанием пластовых вод до 95% непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ), а второй, частично обезвоженный, с ДНС «Яркеево». Нефтяная жидкость с нефтепромыслов № 3 и № 5 поступает частично обезвоженная с содержанием пластовых вод 4...7% и 5... 10% соответственно. Поступает также нефть с НСП «Телепаново» для подготовки и перекачки в пункт приема и сдачи нефти (ППСН). В состав сооружений нефтесборного пункта «Манчарово» входят следующие объекты (рисунок 1.1):

- узел учета нефти, предназначенный для учета нефти откачиваемой в пункт прием и сдачи нефти;

- резервуары аварийные сырьевые Р-1/1 и Р-1/2, объемом 5000 м3;

- резервуары аварийные товарной нефти Р-2/1-8, объемом 5000 м3;

- резервуар-отстойник пластовых вод (аварийный) Р-3/1-2, объемом 5000 м3;

- резервуар-отстойник пластовых и сточных вод (аварийный) Р-3/3-4, объемом 5000 м3;

- трубные водоотделители ТВО-1, ТВО-2, объемом 500 м3 с площадкой и успокоительным коллектором;

Рисунок 1.1 - Схема подготовки нефти НСП «Манчарово»

- печь двухскатная;

- технологическая площадка с сепараторами первой ступени сепарации С-1/1, С-1/2, отстойники нефти О-1/1, О-1/2, О-1/3, газосепараторы ГС-1, ГС-2, ГС-З;

- площадка теплообменников;

- площадка печей ПТБ-5 № 1 и № 2;

- площадка концевых сепараторов СК-1/1-2, СК-2/1-2, площадка отстойников О-2/1-3 (отстойники нефти);

- площадка буферных емкостей БЕ-1, БЕ-2;

- площадка узла учета нефти;

- площадка подземных емкостей ЕДр-1, ЕДр-2;

- площадка емкости утечек с емкостями ЕУ-1, ЕУ-2;

- площадка конденсатосборников с емкостями ЕА-1, ЕА-2;

- факелы высокого и низкого давления Ф-1и Ф-2;

- площадка отстойников пластовой воды с емкостями О-3/1, О-3/2;

- отстойник сточных вод;

- емкость производственно-дождевых стоков;

- кустовая насосная станция;

- блок нефтенасосной;

- воздушная компрессорная;

- узлы переключения № 1 и № 2;

В состав сооружений водоснабжения входят:

а) резервуары для воды, объемом 800 м3;

б) насосная станция пожаротушения.

В системе добычи и сбора нефти с нефтепромыслов непосредственно на месторождениях осуществляется сброс основной массы пластовой воды в установках предварительного сброса и утилизация в системе поддержания пластового давления, через блочные и кустовые насосные станции (БКНС и КНС). И в НСП «Манчарово» поступает нефть с определенным содержанием пластовой воды.

Продукция скважин нефтепромысла № 1, обработанная деэмульгатором на месторождениях, поступает двумя равномерными потоками. В успокоительном коллекторе происходит ламиниризация потока и расслоение на нефть, газ и воду. После отбора свободно выделившегося газа нефть совместно с водой направляется в трубный водоотделитель, где происходит разделение на нефть, газ и воду. После отбора части воды и газа частично обезвоженная и дегазированная нефть с обводненностью не более 30% направляется на дополнительную сепарацию и отстой в трехфазный сепаратор С-1. Продукция нефтепромысла № 5 поступает отдельной линией в «перемычку», соединяющую параллельно сепараторы первой ступени сепарации С-1/1 и С-1/2. В сепараторе С-1 происходит отделение газа, воды, а нефть с остаточным содержанием газа и воды до 10% поступает в отстойники О-1/2 и О-1/3 для дополнительного отделения воды из нефти.

Для обеспечения отделения воды из нефти до 1% остаточной воды в отстойниках О-1 на вход отстойников вводится горячая нефть с печей температурой 60 - 65 °С в количестве до 15% к нефти. Условия отстоя: температура 25 °С, продолжительность отстоя от 1 до 1,5 часа. Далее нефть направляется на сепарацию при давлении 0,005 МПа.

Продукция скважин нефтепромысла № 3, с остаточным содержанием воды до 7%, направляется в отстойник О-1/1, где за счет ввода горячей нефти (15% к нефти) происходит отделение до 10% остаточной воды. Далее она проходит ступень сепарации при давлении 0,005 МПа.

После сепарации нефть поступает в буферную емкость БЕ-1, откуда сырьевыми насосами Н-1 направляется на установку подготовки нефти. Содержание воды в нефти на приеме сырьевого насоса не более 1%. Резервуары РВС-5000 задействованы как аварийные. При стабильном содержании воды в нефти на приеме сырьевого насоса (не более 1%) на выкидной коллектор сырьевого насоса вводится пресная вода без нагрева в количестве не более 10% в расчете на безводную нефть. Далее нефть проходит теплообменник трубчатого типа где происходит нагрев с 25 до 35 °С и отмывка солей. В трубчатых печах типа ПТБ нефть нагревается до 60 - 65 °С. После нагрева нефть направляется в отстойники О-2, где при продолжительности отстоя 1,5-2 часа, производится отделение воды из нефти. Дополнительно в нефть на выходе из О-2 вводится пресная вода без нагрева в количестве не более 10% к нефти. При подключении в перемычку О-1/2 - О-1/3 продукции обводненностью до 10% из НСП «Телепаново» предусмотрено, на ступенях обессоливания О-2 и О-3, дополнительно третий аппарат О-2/3, О-3/3. В отстойнике О-3 производится отстой воды. На выходе из О-3 содержание воды в нефти не более 0,5%, солей не более 100 мг/л.

Обезвоженная, обессоленная нефть через теплообменник и далее после сепарации в СК-2 направляется в буферную емкость БЕ-2 и насосом Н-2 через узел учета нефти откачивается в пункт приема и сдачи нефти.

Газ с успокоительного коллектора, ТВО, С-1 направляется в ГС-1 и далее на потребление или на факел Ф-1. Газ низкого давления из СК-1,2 в ГС-2 направляется на факел Ф-2.

Вода с ТВО, С-1 и О-1 направляется на очистку в отстойники воды ОВ-1 с гидрофобным жидким фильтром, откуда после отстоя через дегазатор воды ДВ подается на КНС. При аварийном режиме работы вода из ДВ накапливается в резервуаре РВС-5000.

Кислородосодержащие воды с О-2, О-3 через отстойник воды ОВ-2 утилизируются в поглощающие скважины. При аварийном режиме работы эти воды накапливаются в резервуаре РВС-5000.

Содержание газа в воде на входе в ОВ-1 до 200 л/м, на выходе из ДВ не более 80 л/м3.

Уловленная нефть из отстойников воды ОВ-1, ОВ-2, резервуаров РВС-5000 и дренаж с резервуаров РВС-5000 накапливаются в подземной емкости ЕП, и встроенным насосом периодически откачивается на прием насосов Н-1.



1.2 Технологические параметры НСП «Манчарово»

Для полного представления технологического процесса важно знать основные параметры технологического оборудования. Данные технологические параметры НСП «Манчарово», взятые из технологического регламента, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Технологические параметры ПСП «Манчарово»

Показатели	Единица измерения	Значение
Температура поступающей с ЦДНГ нефти	°С	5-15
Давление в нефтегазовом сепараторе С-1/1	МПа	0,28-0,30
Давление в нефтегазовом сепараторе С-1/2	МПа	0,005
Температура нефти в отстойниках О-1	°С	20-25
Давление на выкидном коллекторе сырьевого насоса	МПа	1,0
Расход реагента-деэмульгатора на прием сырьевого насоса	г/т	1 5
Расход пресной воды на выкиде сырьевого насоса	%	0-10
Температура нефти на выходе с теплообменника	°С	до 35
Температура нефти на выходе из печи	°С	60-65
Расход пресной воды на вход в отстойники О-3	%	до 10
Давление в отстойниках О-2, О-3	МПа	до 0,6
Температура товарной нефти	°С	до 40
Содержание в товарной нефти воды хлористых солей	% мг/л	до 0,5 до 100
Содержание примесей в очищенной сточной воде: а) нефтепродуктов б) механических примесей	мг/л мг/м3	50 50

1.3 Требования к автоматизации технологического процесса

На выбор структуры АСУ ТП оказали влияние следующие характерные черты объекта:

- технологическое оборудование распределено равномерно по площади установки;

- медленный технологический процесс;

- большое количество однотипных датчиков с унифицированными выходными сигналами (4...20 мА, «сухие контакты»).

Перечисленные особенности объекта автоматизации, а также то, что для такого рода процесса допустима асинхронность при сборе информации (так как не прослеживается чёткой последовательности в технологической цепочке, как, например, в конвейерном производстве) привели к определенному выбору технических средств, для автоматизации подобных объектов. А именно, система управления состоит из нескольких централизованных пунктов сбора данных и управления, которые оснащены индустриальными PC, объединённых в промышленную сеть Ethernet. Они выступают в качестве управляющих контроллеров и рабочих станций оператора [1].

В сепараторах и буферных емкостях нефти уровень жидкости поддерживается регуляторами, установленными на нефтяных линиях на выходе аппаратов.

Уровень водяной подушки в отстойниках нефти всех ступеней поддерживается регуляторами, установленными на линии сброса воды из аппаратов. В дегазаторах воды уровень жидкости поддерживается регуляторами, установленными на водяных линиях.

Контролируется уровень нефти в отстойниках воды.

Контролируется расход деэмульгатора, пресной воды, теплоносителя и ингибитора коррозии.

В сырьевых резервуарах РВС-5000 контролируется уровень жидкости и высота нефтяного слоя.

Предусмотрена система для сигнализации уровня границ разделов фаз в многокомпонентных средах ДУЖЭ-200М.

центробежный насос трубный водоотделитель



2 Патентная проработка

2.1 Обоснование предмета поиска

В дипломном проекте, как отмечалось ранее, поставлена задача усовершенствования имеющейся системы АСУ ТП. Оно должно обеспечить нормальное прохождение технологического процесса подготовки нефти. В ходе усовершенствования планируется установить уровнемер для измерения границы раздела фаз в трубном водоотделителе.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. В связи с отсутствием в фондах УГНТУ источников по патентной документации зарубежных стран, поиск по ним не проводился.

Поскольку промышленное приборостроение развивается очень быстрыми темпами, и обновление приборов происходит постоянно, была выбрана глубина поиска 4 года (2008-2011 гг.).

Поиск проводился по индексу:

- G01F23/04 «Индикация уровня с помощью погружаемых элементов»;

- G01F23/26 «Индикация уровня путем измерения емкости конденсаторов или индуктивности катушек изменяющихся в присутствии жидких или сыпучих тел».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

- документы справочно-поискового аппарата;

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- «Бюллетень изобретения полезные модели Российской Федерации».

2.3 Результаты поиска

Результаты просмотра источников патентной документации приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 -- Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Выявленные аналоги
Российская Федерация	G01F23/04 G01F23/26	№ 2393437 «Способ определения толщины углеводородной фазы над водой в накопителе нефтяных отходов и устройство для его осуществления» № 2439504 «Устройство для измерения положения границы раздела фаз в расслоенном водонефтяном потоке»

2.4 Анализ результатов патентного поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Патент № 2393437 «Способ определения толщины углеводородной фазы над водой в накопителе нефтяных отходов и устройство для его осуществления».

Изобретение относится к области измерительных средств, а точнее к способам и приборам, позволяющим определить толщину углеводородной фазы над водой в накопителе нефтесодержащих отходов. Сущность: способ включает закрепление на сооружении над отходами неподвижного блока с выполненным по окружности желобом для нити, один конец которой прикрепляют к шарику, а другой - к снабженному меткой противовесу, вес которого меньше веса шарика на величину, обеспечивающую погружение шарика в отходы при одновременном подъеме противовеса. Расположение блока по высоте и длина нити обеспечивают погружение шарика в отходы на заданную глубину, превышающую толщину углеводородной фазы, расположенной над водой выше границы их раздела, и предотвращают погружение противовеса в отходы. Шарик погружают в отходы и одновременно визуально фиксируют высотное положение метки противовеса над поверхностью отходов как при начале погружения шарика в углеводородную фазу, так и при начале увеличения скорости подъема противовеса шариком, происходящего при погружении шарика за границу раздела фаз. Затем замеряют расстояние между фиксированными положениями метки противовеса, т.е. толщину углеводородной фазы. Устройство дополнительно имеет два упора, ограничивающих подъем в атмосфере один шарика, а другой противовеса, и фиксированный над отходами репер. Технический результат: повышена эффективность определения толщины углеводородной фазы за счет упрощения работ и конструкции устройства и повышены удобства при эксплуатации.

Патент № 2439504 «Устройство для измерения положения границы раздела фаз в расслоенном водонефтяном потоке».

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения положения границы раздела фаз водонефтяных потоков и может быть использовано в промысловой геофизике, в системах сбора и обработки информации при добыче нефти в горизонтальных и вертикальных скважинах, для учета фазового расхода расслоенного течения в трубопроводах, измерения уровня жидкостей в емкостях и резервуарах. Сущность: устройство содержит диэлектрическую пластину в форме прямоугольника, установленную в плоский диэлектрический корпус. Длина диэлектрической пластины равна внутреннему диаметру трубы. На противоположных поверхностях пластины по всей ее длине размещены печатные электроды в виде двух вставленных одна в другую гребенок с зубцами прямоугольной формы, ориентированных по длине пластины. Печатные электроды соединены через толщину диэлектрической пластины проводниками, а контуры печатных электродов совмещены. Технический результат: обеспечивается расширение области использования и повышение точности измерения. В результате проведенной патентной проработки было выявлено малое количество новых разработок. Поэтому выбор производится из использующихся в настоящее время средств автоматизации.

3. Система автоматизации НСП «МАНЧАРОВО»

3.1 Область применения и основные функции системы

Система предназначена для автоматизированного управления процессами подготовки нефти и пластовой воды. Данные поступают с датчиков технологического объекта на программно-аппаратный комплекс, выполненный на базе микропроцессорной техники. Основные функции выполняют компьютеры в промышленном исполнении. Программное обеспечение системы разработано на базе SCADA - пакета GENESIS32 (ICONICS, США) [1]. Основные функции системы:

- сбор информации от первичных, вторичных преобразователей;

- отображение состояния объекта (визуализация);

- аварийное оповещение;

- архивирование данных;

- автоматическое регулирование технологических параметров;

- управление технологическим оборудованием.

Структура автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) (рисунок 3.1) как и большинство аналогичных систем управления, состоит из трех уровней [2]:

- средний уровень - контроллер, принимающий и обрабатывающий информацию с датчиков и выдающие управляющие сигналы исполнительным механизмам для регулирования технологического процесса, а также щит автоматики с вторичными приборами датчиков для индикации необходимых параметров;

- верхний уровень -- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, обеспечивающие сбор и хранение информации о технологическом процессе, выдачу команд дистанционного управления и настройку параметров работы системы.

Рисунок 3.1 - Архитектура системы контроля и управления НСП «Манчарово»

АРМ сформированы на базе IBM PC совместимых компьютеров и позволяют оператору на графических мнемосхемах и на табличных панелях отображения контролировать текущие состояние технологического процесса и оборудования на объектах автоматизации.

С целью обеспечения безопасности в системе предусмотрена возможность блокировки сигналов управления.

Оборудование нижнего уровня и уровня контроллеров обеспечивает автоматическое восстановление работоспособности без вмешательства оператора в случае отключения электропитания с последующим его включением. Отключение или перезагрузка АРМ оператора не нарушает работу контроллера по сбору и обработке технологических параметров.

Система открыта для наращивания информационной и функциональной мощности. Аппаратная часть контроллеров содержит резервные входа и выхода, что дает возможность подключить дополнительные датчики.

3.2 Программное обеспечение и аппаратные средства

Визуализация имеет большое значение для ведения технологических процессов. Она дает возможность контролировать и управлять всем технологическим процессом с АРМ оператора. С запуском системы перед пользователем появляется «Сводный экран», где изображены основные объекты установки, которая представлена на рисунке 3.2.

Функции управления, аварийного оповещения реализуются специальными программами, которые установлены на серверах ввода-вывода. Программа «Регуляторы», заложенная для дальнейшего развития системы, представляет собой виртуальный контроллер, отрабатывающий алгоритм ПИД регулирования технологических параметров.

Программа «Управление технологическими объектами» позволяет управлять электрозадвижками, насосами в соответствии с заданными алгоритмами. Аварийное оповещение, помимо цветовой индикации на мнемосхемах, осуществляется программами «Экран тревог», который позволяет отображать список текущих тревог и событий, квитирование тревоги и программой «Голосовое оповещение», предназначенного для предупреждения оператора голосом о нештатных ситуациях. Программа «Расходомеры» осуществляет расчет и вычисление расхода по датчикам учета газа, нефти и воды. Визуализация, создание экранных форм, осуществляется приложением GraphWorX32.

Для измерения параметров технологического оборудования применены приборы отечественного производства с дискретными и аналоговыми выходами с соответствующими пределами измерения.

Обработка поступающей информации и организация пользовательского интерфейса осуществляется промышленными компьютерами, установленными в стойках Schroff, которые функционируют в качестве серверов ввода и вывода, занимающихся сбором, обработкой входных параметров, выдачи управляющих сигналов, а также обнаружением тревог и аварий. В той же стойке установлена панель с барьерами искрозащиты, терминальными платами ввода-вывода дискретных и частотно-импульсных сигналов, модулями ввода и вывода аналоговых сигналов.

В состав программного обеспечения системы автоматизации НСП «Манчарово» входят следующие программы [2]:

1) операционная система -- Windows 2000;

2) SCADA-пакет GENESIS32 v 6.13. В состав GENESIS32 входят приложения, соответствующие спецификации ОРС:

- GraphWorX32 -- объединяет средства разработки и просмотра графических мнемосхем для автоматизированных рабочих мест оператора АСУ ТП;

- TrendWorX32 -- представляет открытое решение по высокопроизводительному построению графических зависимостей;

- AlarmWorX32 -- подсистема обнаружения, идентификации, фильтрации и сортировки аварийных и других событий, связанных с контролируемым технологическим процессом и состоянием технических средств АСУ ТП.

DataWorX32 -- сервер организации единого централизованного списка контролируемых параметров с возможностью создания глобальных переменных, доступных всем клиентским приложениям программного комплекса. В существующей системе DataWorX32 (DWX) является центральным звеном. В нём собираются и группируются данные от серверов. Таким образом, реализуется единый централизованный список всех ОРС-переменных (каналов). DWX является «мостом» между серверами и клиентскими приложениями. С одной стороны, при подключении к ОРС-серверам плат, он является клиентом. Для клиентских же приложений (GWX, TWX, AWX, другие приложения) DWX является сервером.

Структура данных DWX представляет собой дерево папок, содержащих теги (регистры в терминологии DWX). Теги разбиваются на группы по типам (аналоговые входы/выходы, дискретные входы/выходы, теги, относящиеся к объектам - регуляторам, насосам, задвижкам).

3.3 Автоматизация трубного водоотделителя

На площадке ТВО расположены трубные водоотделители ТВО-1/1, ТВО-1/2 с успокоительными коллекторами (см. рисунок 1.1).

Согласно функциональной схеме (рисунок 3.3) в ТВО предусмотрено:

- местное измерение температуры и давления на ТВО, давления до и после фильтра на трубопроводе нефти от ТВО (поз. 11, 22);

- контроль и сигнализация нижнего уровня воды (поз. 28, 29);

- дистанционное измерение давления газа на ТВО (поз. 9, 20);

- местное измерение давления на успокоительных коллекторах, до и после фильтра на трубопроводе воды от ТВО;

- дистанционное измерение расхода нефти и пластовой воды после ТВО(поз. 24, 25, 26);

- контроль и сигнализация верхнего и нижнего уровней нефти ТВО (поз. 7, 8, 18, 19);

- сигнализация состояния задвижки (открыта, закрыта) (поз.30, 31);

- дистанционное измерение влажности нефти после ТВО (поз. 27);

- местное управление задвижками (открыть, закрыть);

- автоматическое закрытие задвижек при нижнем аварийном уровне воды.



3.2 - Функциональная схема автоматизации ТВО

3.4 Применяемые КИП и средства автоматизации

Оборудование КИПиА используемое для автоматизации ТВО приведено в таблице 3.1.

Таблица 3.1-Оборудование КИПиА

Поз. обозначение	Наименование	Кол.	Примечание
1,4,5,11,14, 16	Электропневмопозиционер Siemens	6	ExiaIICT5X
2,3,12,13	Датчик уровня межфазный ДУЖЭ-200М	4	0ExiaIICT4X
6,7,16,17,26,27	Датчик предельного уровня ИСУ 100	6	0ExiaIIBT3X
8,18	Датчик давления Метран 55	2	ExiaIICT5X
9,19,21	Датчик давления МП4 У	10	-
10,20	Датчик температуры ТСМ	2	ExiaIICT5
22,23,24	Датчик расхода турбинный МИГ+НОРД	3	1ExidIIBT5
25	Влагомер ВСНП	1	1ExibIIAT6
28,29	Электропривод задвижки	2	ExiaIICT5X

Предусмотрена также противоаварийная защита. Сценарий срабатывания которой приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Таблица ПАЗ

Поз.	Технологический параметр	Действие блокировки
LSA 26	Уровень в ТВО 1/1, L < Lmin	Автоматическое закрытие задвижки поз. 26 с одновременной подачей светового и звукового сигнала в операторную
LSA 27	Уровень в ТВО 1/2, L < Lmin	Автоматическое закрытие задвижки поз. 27 с одновременной подачей светового и звукового сигнала в операторную

3.4.1 Датчик давления Метран-55

Он предназначен для измерения избыточного давления. Состоит из преобразователя давления измерительного блока (ИБ) и электронного преобразователя (ЭП) [3].

Измеряемое давление подается в рабочую полость датчика (рисунок 3.4) и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб.

1 - измерительный блок; 2 - тензопреобразователь; 3 - электронный преобразователь

Рисунок 3.3 - Датчик давления Метран-55

Чувствительный элемент - пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами (структура КНС), соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя. Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны (деформация мембраны тензопреобразователя) приводит к пропорциональному изменению сопротивления тензорезисторов и разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал с выхода мостовой схемы датчиков поступает в электронный блок, где преобразуется в унифицированный токовый сигнал.

Микропроцессорные датчики имеют два режима работы:

- режим измерения давления;

- режим установки и контроля параметров измерения.

В режиме измерения давления датчики обеспечивают постоянный контроль своей работы и, в случае неисправности, формируют сообщение в виде уменьшения выходного сигнала ниже предельного.

Микропроцессорные датчики имеют 2 кнопочных переключателя, расположенные под крышкой электронного преобразователя, позволяющие устанавливать значение выходного сигнала, соответствующее нижнему и верхнему предельным значениям измеряемого параметра, а также имеют встроенный в корпус светодиод, позволяющий визуально контролировать настройку датчика.

Микропроцессорные датчики являются многопредельными и могут быть перенастроены на любой стандартный или нестандартный диапазон измерений в пределах данной модели, а также обеспечивают возможность настройки на смещенный диапазон измерений.

Микропроцессорные датчики имеют встроенный в ЭП фильтр радиопомех.

Датчики имеют линейно возрастающую характеристику выходного сигнала. Выходной сигнал датчиков Метран-55 и Метран-55-Вн-(0-5), (0-20) или (4-20) мА; датчиков Метран-55-Ех - (4-20) мА.

Электрическое питание датчиков Метран-55, Метран-55-Вн осуществляется от источников питания постоянного тока напряжением (36±0,72) В.

Средний срок службы датчика - 12 лет; средний срок службы датчиков кислородного исполнения должен быть не менее 7 лет.

3.4.2 МИГ+НОРД

Счетчики турбинные МИГ (рисунок 3.5) предназначены для измерения объема нефти по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" и нефтепродуктов.

Область применения - технологические установки нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий [4].

Счетчик состоит из следующих составных частей:

- турбинного преобразователя расхода ТПР (далее - преобразователь расхода);

- магнитоиндукционного датчика НОРД-И2У-02 или НОРД-И2У-04;

- блока обработки данных "VEGA-03" ГР 20498-00 или блока электронного НОРД-Э3М ГР 37268-08.

Преобразователь расхода преобразует прошедший через него объем рабочей жидкости в пропорциональное число оборотов турбинки (количество лопастей турбинки от 5 до 12 зависит от условного прохода преобразователя расхода). При этом в преобразователе расхода счетчика МИГ-32 турбинка имеет пять лопастей, а в преобразователе расхода счетчика МИГ-32Ш - шесть лопастей.

Датчики преобразуют частоту вращения турбинки в пропорциональное количество электрических импульсов. Датчики НОРД-И2У-02 имеют резьбу посадочного места 3/4". Датчики НОРД-И2У-04, имеют гладкое посадочное место и закручиваются в корпус преобразователя расхода через переходную муфту с резьбой 3/4".

Блок преобразует электрические импульсы, поступающие с датчика, в именованные единицы объема рабочей жидкости, производит индикацию наличия расхода и выдает их на внешние устройства. Блок "VEGA-03" производит автоматическую коррекцию коэффициентов преобразования преобразователя расхода при изменении расхода и вязкости нефти.

Параметры измеряемой среды:

- температура, °С………………………...0 ... + 60;

- кинематическая вязкость, м2/с………….(1-100) х 10-6;

- давление, МПа………………….………1,6; 2,5; 4,0; 6,3; 16,0.

Основные параметры расходомера:

- диапазоны частоты выходного сигнала, Гц…….16 ... 5000;

- амплитуда выходного сигнала датчика, В, не менее…..7,5;

- напряжение питания, В………………………………….220;

- потребляемая мощность, ВА, не более………………….30;

- длина линии связи, соединяющей датчик с блоком, м.не более 1000;

- средняя наработка счетчика на отказ, ч, не менее……24000;

- средний срок службы, лет, не менее…………………….….6;

- вид взрывозащиты датчика НОРД………………1ExdIIBT4.

3.4.3 Датчик предельного уровня ИСУ 100

Измеритель-сигнализатор предназначен для контроля (сигнализации) двух заданных предельных положений измеряемого уровня в технологических и товарных резервуарах, танках, силосах, бункерах и т.п. стационарных установках, а также для передачи измерительной информации другим устройствам систем автоматизированного управления (АСУ) [5].

Измеритель-сигнализатор обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- преобразование входного непрерывного частотного сигнала датчика уровня в выходные дискретные сигналы (контакты реле);

- формирование выходного релейного сигнала и световой сигнализации для каждой из двух независимых предельных уставок уровня или объема, задаваемых пользователем;

- автодиагностику и сигнализацию отказов.

В состав измерителя-сигнализатора входят:

- датчик;

- вторичный преобразователь.

Основные параметры и характеристики

- Питающая сеть…………………………………220 В, 50 Гц;

- Потребляемая мощность, не более………….……......10 ВА;

- наработка на отказ, не менее………………..…..67000 час;

- срок службы………………………………….….…...14 лет.

Датчик (рисунок 3.6) состоит из чувствительного элемента 1, корпуса 2 с крышкой и расположенного внутри корпуса электронного модуля. Для датчиков взрывобезопасного исполнения предусмотрен зажим заземления 3 типа 3В-С-4х12-1 по ГОСТ 21130-75.

Принцип действия измерителя-сигнализатора основан на преобразовании программируемым микроконтроллером длительности периода непрерывного частотного импульсного сигнала, поступающего от датчика уровня, в пропорциональный сигнал постоянного тока на выходе. Длительность периода входного частотного сигнала линейно зависит от электрической емкости чувствительного элемента датчика, которая, в свою очередь, определяется глубиной его погружения в контролируемую среду, т.е. положением ее уровня.

1 - чувствительный элемент; 2 - корпус; 3 - зажим заземления.

Рисунок 3.4 - Датчик предельного уровня ИСУ 100

3.4.4 Влагомер сырой нефти ВСН-1

Влагомер сырой нефти ВСН-1 функционально состоит из первичного измерительного преобразователя, микропроцессорного блока обработки и трехжильного кабеля, обеспечивающего связь первичного преобразователя с блоком обработки [6].

В состав схемы входят следующие функциональные узлы (рисунок 3.7):

- преобразователь емкостной (ПЕ);

- блок искрозащиты (БИЗ);

- микропроцессор со схемами обрамления (ЦП);

- оперативное запоминающее устройство (ОЗУ);

- постоянное запоминающее устройство, содержащее набор основных и вспомогательных программ (ПЗУ);

- 16-ти разрядный вакуумно-люминисцентный индикатор (ИЛЦ) со схемой управления (ПДК);

ПЕ - преобразователь емкостной; БИЗ - блок искрозащиты; ЦПУ- микропроцессор (со схемами обрамления); ОЗУ - оперативное запоминающее устройство; ПЗУ - постоянное запоминающее устройство, содержащее набор основных вспомогательных программ; А - усилитель-преобразователь тока в напряжение; АЦП - аналого-цифровой преобразователь; ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь; ПЗУ «Сорт» - узел записи и хранения характеристик нефтяных эмульсий; СС - схемы сопряжения сигналов расходомера и телемеханики

Рисунок 3.5 - Функциональная схема влагомера ВСН-1

- элементы оперативного управления прибором;

- измерительный канал, состоящий из входного усилителя- преобразователя тока в напряжение (А1) и аналого-цифрового преобразователя (АЦП);

- выходной канал, состоящий из цифро-аналогового преобразователя (ЦАП) и генератора тока;

- БИС параллельного интерфейса, применяемый для согласования АЦП, ЦАП и внешних устройств с микропроцессором (ППИ);

- узел записи и хранения характеристик нефтяных эмульсий (ПЗУ «Сорт»);

- схемы сопряжения сигналов расходомера и телемеханики (СС);

- импульсный преобразователь сетевого напряжения (ИПСН);

- стабилизаторы напряжений.

Измерение влажности нефти производится путем определения комплексного сопротивления нефтяной эмульсии, протекающей по датчику. Установленный на измерительную линию первичный преобразователь преобразует параметры датчика с протекающей по нему нефтью в токовой сигнал, который в блоке обработки преобразуется, с помощью встроенного микропроцессора, в числовое значение влажности и выдается в зависимости от выбранного пользователем режима на индикатор блока и внешние устройства регистрации данных. Вывод мгновенного значения влажности нефти возможен только при наличии импульсов, поступающих с расходомера или встроенного в блок обработки генератора секундных импульсов. При отсутствии внешних запросов от оператора или по линии телемеханики, в счетчике брутто блока обработки автоматически производится суммирование импульсов, поступающих с расходомера. По каждому импульсу расходомера производится преобразование тока первичного преобразователя тока в числовое значение влажности, которое выводится на дисплей. С помощью ЦАП значение влажности преобразуется в аналоговую форму для последующей передачи в токовом виде на самопишущий прибор.

Параллельно с процессом накопления брутто в счетчике нетто производится суммирование объема чистой нефти. Каждое целое единичное значение нетто сопровождается однократным кратковременным (около 200 мс) срабатыванием реле. Это позволяет выводит значение нетто на регистрирующие устройства.

Процесс приема данных с первичного преобразователя, их преобразование и выдача результатов на внешние устройства происходит непрерывно. С приходом 1000000 импульсов расходомера счетчики обнуляются, и процесс обработки информации начинается заново.

Настройка влагомера на диэлектрическую характеристику (сорт) нефти производится либо по предварительно записанной на объекте эксплуатации характеристике, либо по усредненной характеристике, имеющейся в запоминающем устройстве блока обработки.

Питание первичного измерительного преобразователя и узлов блока обработки осуществляется от встроенного в блок импульсного источника питания ИПС. Стабилизация вторичных питающих напряжений производится линейными интегральными стабилизаторами СН.

3.4.5 Датчик уровня ДУЖЭ - 200 М

Датчик предназначен для подачи электрического сигнала при повышении или понижении уровня жидкости относительно заданной отметки в технологической аппаратуре, работающей под давлением.

Датчик-реле уровня жидкости выполнен на условное давление контролируемой среды 100 МПа.

Плотность контролируемой среды 800-1200 кг/м3.

Предельные значения температуры контролируемой среды от минус 55 до плюс 70 С.

Дифференциал срабатывания - настраиваемый от 0,1 до 3,0 м.

Разрывная мощность контактов 110 ВА для цепей переменного тока при напряжении 220 или 127 В и частотой 50 Гц.

Датчик состоит из двух основных частей: корпуса 1 и преобразователя 3 соединенных между собой промежуточной втулкой. Для крепления датчика к технологической емкости служит фланец.

К корпусу 1 при помощи пружин 2 крепится магнитодержатель, внутри которого установлен постоянный магнит 4. Магнит 4 механически связан с буйком 7. Буек 7, состоящий из набора шайб, фиксируется на нержавеющем тросе планками 8.

Преобразователь (рисунок 3.8) состоит из корпуса 1 и крышки 2, которые образуют взрывонепроницаемую оболочку. Оболочка, разделена на две полости «А» - полость кабельного ввода, «Б» - полость контактной группы.

Внутри преобразователя укреплена контактная группа 4 с постоянным магнитом и контактами. Выводы контактов подсоединены к клеммам 10.

Подвод электропитания осуществляется через кабельный ввод корпуса 1 при снятой крышке 2. Кабель электропитания уплотняется эластичным резиновым кольцом 7 при помощи штуцера 3.

Принцип действия датчика основан на использовании выталкивающей силы, действующей на буек. Величина этой силы пропорциональна глубине погружения буйка в жидкость. Изменение выталкивающей силы, происходящее при повышении (понижении) уровня жидкости вызывает пропорциональное перемещение буйка, а следовательно, и магнита 4.

Переключение контактов происходит в результате взаимодействия магнитных полей постоянных магнитов. Так как магниты ориентированы друг относительно друга одноименными полюсами, магнит контактной группы 9 сохраняет максимально возможное расстояние по отношению к магниту 4, чем достигается релейность его перемещения, а следовательно, и релейность переключения контактов контактной группы [7].



1-корпус; 2-пружина; 3-преобразователь; 4-контактная группа; 5-магнит; 6-ось-винт; 7-гайка; 8-ромежуточная втулка; 9-винт; 10-фланец

Рисунок 3.6- Преобразователь датчика ДУЖЭ-200М



4 Совершенствование элементов средств автоматизации

4.1 Постановка задачи

В результате проведенного анализа средств АСУ ТП, применяемых на НСП «Манчарово», было выявлено несоответствие некоторых узлов современным требованиям, в частности применяемых на трубных водоотделителях указатели уровня раздела фаз ДУЖЭ-200М.

ДУЖЭ-200М имеет дискретный электрический выходной сигнал. Поэтому он не дает полной картины происходящих в аппарате процессов.

Задачей дипломного проекта является выбор подходящего измерителя уровня раздела фаз и расчет настроек ПИД регулятора для автоматического регулирования уровня раздела фаз.

4.2 Выбор средства измерения

В настоящее время наибольшее распространение получили уровнемеры границы раздела фаз следующих типов:

- поплавковые;

- радарные;

- ультразвуковые.

Недостатком поплавковых уровнемеров является наличие движущихся частей. Так как в измеряемом аппарате находится нефть непосредственно с месторождения, то в ней большое количество механических примесей которые, оседая на штоке, могут привести к заклиниванию поплавка и недостоверности показаний.

Недостатком радарных уровнемеров является то, что при большом слое эмульсии происходит потеря сигнала.

С учетом параметров объекта наиболее предпочтительными являются ультразвуковые уровнемеры.

Сравнительные характеристики наиболее распространенных уровнемеров границы раздела фаз приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Сравнение характеристик ультразвуковых уровнемеров

Наименование	Параметр
	Rosemount Серии 3300	LM 7000	МПУ -100
Диапазон измерения, см	20...2000	100…4600	10...600
Рабочий диапазон температур, 0С	-50...+50	-60…+50	-40...+50
Количество границ раздела сред	2	3	2
Тип чувствительного элемента	Волновод	Двухпроводный волновод	Волновод
Количество каналов измерения	1	64	1
Выходной сигнал датчика	4-20 мА	4-20 мА	4-20 мА
Измеряемые параметры	Граница раздела фаз	Граница раздела фаз, температура, давление	Граница раздела фаз, температура

Исходя из приведенных характеристик, оптимальным выбором является уровнемер границы раздела фаз LM 7000.

4.3 Описание выбранного прибора

4.3.1 Назначение уровнемера LM 7000

Система для измерения уровня границ разделов фаз в многокомпонентных средах и определения количества продукта в каждой из сред LM 7000 предназначена для измерения уровня межфазных границ многокомпонентного продукта, а также для определения количества продукта в каждой из сред [8].

Программно-технические средства LM 7000 позволяют определять положение границ раздела сред, автоматически идентифицировать среду (газ- нефть-эмульсия-вода) и определить количество продукта в каждой из сред. В сложных условиях, например, при возникновении «слоеных пирогов» из нефти, эмульсии и воды в резервуарах и технологических аппаратах, они позволяют осуществить режим диагностики, с помощью которого можно наблюдать все границы разделов сред, идентифицировать сами среды и определить количество продукта в каждой из сред. Кроме того, режим диагностики позволяет определять качество отстоя нефти в резервуаре.

Система представляет собой совместную разработку Научно- исследовательского центра многоуровневых измерений (НИЦМИ) (Россия) и компании VENTURE MEASUREMENT (США). При этом используются аппаратные средства однофазного измерителя уровня LM 7000 (СЕЛТЕК) для однородных сред компании VENTURE MEASUREMENT и программнотехнические средства, совмещенные с LM 7000 (СЕЛТЕК), разработанные в НИЦМИ для измерения и идентификации межфазных границ многокомпонентного продукта.

Программное обеспечение разработано для работы в Windows NT/95/98/2000.

Предусмотрена возможность формирования токовых сигналов для управления клапанами сброса с гибким алгоритмом управления технологическим процессом подготовки нефти в аппарате.

Прикладываются сервисные функции для сопряжения по цифровым каналам с различными телекоммуникационными системами. Производится автоматический учет сухой нефти в резервуарах.

Система содержит измерительный канал по давлению и температуре с подключением стандартных датчиков для определения количества вещества в идентифицированных средах.

Система выполнена во взрывозащищенном исполнении и имеет класс защиты искро-взрывобезопасности Европейского стандарта качества EexiaIIC (для центрального блока) и 0ExiaIICT4X (для датчика).

Степень защиты контроллера от воздействий окружающей среды соответствует Стандарту IP65.

Рабочий диапазон температур:

- для датчика, °С………….……………………..от -50 до +250;

- для центрального блока в термостате, °С…….от -60 до +50.

4.3.2 Функции выполняемые уровнемером LM 7000

Система измерения уровня границ разделов фаз в многокомпонентных средах и определения количества продукта в каждой из сред LM 7000 предназначена для использования на объектах нефтяной и нефтехимической промышленности и обеспечивает:

- измерение верхней и межфазных границ многокомпонентного продукта, а также измерение давления и температуры для определения количества вещества в ходе технологического процесса;

- диагностику в сложных условиях при возникновении «слоеных пирогов» из нефти, эмульсии и воды в резервуарах и технологических аппаратах, с помощью которого можно наблюдать все границы разделов сред и непосредственно идентифицировать сами среды;

- режим диагностики позволяет определять качество отстоя нефти в резервуаре;

- формирование токовых сигналов для управления клапанами сброса воды и нефти с гибким алгоритмом управления технологическим процессом подготовки нефти в аппарате;

- обслуживание системы и анализ ее работоспособности с компьютера. Все данные по измерениям записываются в память компьютера и могут быть использованы для учета и контроля технологического процесса;

- сопряжение по цифровым каналам с различными телекоммуникационными системами;

- автоматический учет обезвоженной нефти в резервуарах.

Основные технические характеристики уровнемера. Основные параметры приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Основные параметры уровнемера LM-7000

Характеристика	Значение
Диапазон измерения, м	1-46
Количество каналов измерения	до 64
Количество границ раздела сред, определяемых системой в автоматическом режиме	3 (газ/нефть, нефть/эмульсия, эмульсия/вода)
Содержание нефтепродуктов на границе нефть/эмульсия, не менее, %	95
Содержание нефтепродуктов на границе эмульсия/вода, не более, %	1
Предельная приведенная погрешность определения положения границ раздела фаз	0,25
Выходы: токовые, мА последовательный интерфейс	4-20 RS232
Рабочий диапазон температур, °С	от -60 до +50

4.3.3 Состав системы измерения уровня LM 7000

В комплект системы измерения уровня границ разделов фаз в многокомпонентных средах и определения количества продукта в каждой из сред LM 7000 входят изделия, перечисленные в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Перечень применяемых средств

Обозначение	Наименование
LM607002 PSUA	Базовая плата с блоком питания.
LM607001 CPU	Процессор с математическим сопроцессором.
LM607022(16) DAS	Излучатель и приемник электромагнитного сигнала.
LM607018(4), LM607017(5)	4-х и 8-ми канальные расширители
LM607125	Искробезопасный барьер
LM607102	16-канальная плата аналоговых входов для датчика давления (типа Метран-43, Сапфир-22М или аналогичных);
LM607103	16-канальная плата аналоговых входов для датчика температуры типа ТСМУ, Метран-200 или аналогичных
--	RS232 - линейный экстендер
LM6435	Датчик для обыкновенного или повышенного давления



4.3.4 Устройство и работа системы измерения LM 7000. Описание конструкции

Система LM 7000 состоит из трех основных частей:

1) датчиков, устанавливаемых на резервуарах;

2) центрального блока;

3) ЭВМ с установленным программным обеспечением и платами сопряжения.

Центральный блок представляет собой электронный блок, собранный в пластиковом шкафу, на передней панели которого размещены монтажная панель и разъемы. Внутри корпуса установлены платы:

- базовая LM607002 PSUA с блоком питания;

- искробезопасными барьерами LM607125;

- нагревателя - термостата.

Для работы в зимних условиях в корпус устанавливается регулируемый термостат, который поддерживает требуемую температуру.

Центральный блок имеет степень защиты оболочки класса IP65. Поэтому его следует устанавливать на обваловании (согласно ПУЭ Г.7 П7.3.44г. на расстоянии 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдерами)). При наличии обвалования - в пределах всей площади обвалования, располагая его на оптимальном расстоянии по отношению ко всем обвязываемым резервуарам. Центральный блок предназначен для выработки измерительного сигнала, детектирования и аналого-цифрового преобразования сигнала с датчиков, а также для передачи полученной информации в ЭВМ для дальнейшей обработки. Максимальное расстоянию от датчика до центрального блока не должно превышать 120 м для устранения затухания высокочастотного сигнала в кабеле. Поэтому центральный блок необходимо располагать в максимально близости от резервуаров или технологических аппаратов. Во избежании механических повреждений пластикового корпуса его желательно помещать в защитный металлический шкаф.

ЭВМ с установленным программным обеспечением предназначена для управления работой системы, обработки измерительной информации, представления результата измерения в виде, удобном для потребителя, а также для контроля работоспособности всех элементов системы. Структурная схема системы приведена в рисунке 4.1.

Принцип действия системы LM 7000 заключается в измерении интервала времени, необходимого электромагнитной волне для прохождения расстояния от датчика, расположенного на поверхности резервуара до границ раздела фаз многокомпонентной среды, от которых часть энергии электромагнитной волны отражается, и пересчете этого интервала в уровень среды. Пересчет производится путем последовательного вычитания измеренных расстояний до границ раздела из высоты резервуара.

ДД - датчик давления типа Метран-43, Сапфир-22М или аналогичные; ДТ - датчик температуры типа ТСМУ, Метран-200 или аналогичные

Рисунок 4.1 - Структурная схема системы LM 7000

Благодаря встроенному в центральный блок коммутатору, измерение уровня осуществляется в нескольких резервуарах путем последовательного подключения датчиков к измерительным цепям. К центральному блоку системы может быть подключено до 64 датчиков.

Параметры измеряемой среды должны соответствовать требованиям:

- диапазон температур, 0С…………………..……...-40…+50;

- рабочее избыточное давление для датчика, МПа, не более 8.

Датчик устанавливается в верхней части резервуара или технологического аппарата (схема расположения датчика показана на рисунке 4.2). Чувствительный элемент датчика, выполненный в виде двух параллельных проводников, помещается внутри резервуара или технологического аппарата на всю эффективную длину измерения.

На концевик чувствительного элемента подвешивается груз весом 3--5 кг.

Рисунок 4.2 - Конструкция и схема расположения датчика

Длина чувствительного элемента устанавливается заказчиком при проектировании или заказе оборудования. Расстояние между концевиком датчика и дном резервуара является мертвой зоной, поэтому длина чувствительного элемента выбирается так, чтобы это расстояние было минимальным. При монтаже датчиков на технологических аппаратах для предотвращения сильных перемещений чувствительного элемента датчика внутри аппарата необходимо предусмотреть гнездо для груза датчика. Высота гнезда должна быть не больше верхней границы груза. Чувствительный элемент датчика не должен входить в гнездо.