Автоматизация и модернизация резервуарного парка

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Дипломный проект 85 с., 20 рисунков, 16 таблиц, 11 использованных источников, 2 приложения.

РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК, УРОВЕНЬ ВЗЛИВА, ВИБРАЦИОННЫЙ СИГНАЛИЗАТОР УРОВНЯ, УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗМЫВА ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ, АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЗАДВИЖКАМИ

Объектом исследования являются способы сигнализации уровня жидкости в резервуаре и устранения донных отложений.

В процессе исследования рассмотрены существующие способы контроля и регистрации уровня жидкости в резервуаре, а также метод устранения донных отложений.

Цель работы - совершенствование и модернизация резервуарного парка.

В результате исследования проведен анализ существующей системы автоматизации, выбран вибрационный сигнализатор уровня и разработана программа управления задвижками резервуара.

Технико-экономические показатели свидетельствуют о повышении надежности системы автоматизации за счет замены устаревшего оборудования.

Степень внедрения - планируется внедрение.



СОДЕРЖАНИЕ

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Общая характеристика резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово»

1.1 Краткая характеристика ЛПДС «Субханкулово»

1.2 Технологическая схема ЛПДС «Субханкулово»

1.3 Устройство резервуарного парка

1.4 Требования к системе автоматизации резервуарного парка

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

2.2 Регламент поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3. Автоматизация резервуарного парка

3.1 Объем автоматизации резервуарного парка

3.2 Функциональная схема автоматизации резервуара РВС-5000

3.3 Описание используемых средств автоматизации

3.4 Структура микропроцессорной системы автоматизации резервуарного парка

4. Модернизация существующей системы автоматизации резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово»

4.1 Анализ внедряемого оборудования

4.2 Выбор вибрационного сигнализатора уровня

4.3 Описание алгоритма автоматического управления объектом

5. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет молниезащиты резервуара РВС-5000

6. Оценка экономической эффективности проекта

6.1 Экономическая характеристика ОАО «Уралсиб - нефтепровод»

6.2 Краткая характеристика объекта исследования

6.3 Методика расчета экономической эффективности проекта

6.4 Расчет экономической эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б



ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская служба

НГДУ- нефтегазодобывающее управление

НПЗ- нефтеперерабатывающий завод

НПС- нефтеперекачивающая станция

РП- резервуарный парк

АРМ- автоматизированное рабочее место

ПАЗ- противоаварийная защита

АПП- автоматический привод поворота

КЗ- короткое замыкание

АЦП- аналогово-цифровой преобразователь

МДП- местный диспетчерский пункт

ПДК- предельно-допустимая концентрация

ПУЭ- правила эксплуатации электроустановок

ПО- программное обеспечение

ПК- персональный компьютер

ЛС- линия связи

ИП- измерительный преобразователь

ЧДД- чистый дисконтированный доход



ВВЕДЕНИЕ

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков - это совокупность процессов по приему, хранению, отпуску, учету нефти, испытанию и введению резервуара в эксплуатацию, его диагностированию, техническому обслуживанию и ремонту.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары являются наиболее распространённым и зарекомендовавшим себя видом хранилищ для нефти и нефтепродуктов.

Линейная производственно-диспетчерская служба (ЛПДС) «Субханкулово» была основана в 1977 году. Тогда она предназначалась для увеличения давления в трубопроводе «Уфа - Западное направление».

Внедрение современных средств автоматизации резервуарного парка ЛПДС является актуальной задачей, т.к. позволит оперативно, в автоматизированном режиме, получать данные для коммерческого учета: уровни взливов и температуру нефти, хранящейся в группе резервуаров.

Двухуровневая система автоматизации обеспечивает контроль, защиту, автоматическое, дистанционное, местное и телемеханическое управление всем оборудованием станции.

Целью данного дипломного проекта является совершенствование и модернизация резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово».

Для комплексной и полной проработки вопроса ставлю перед собой следующие задачи:

- освоение технологии эксплуатации резервуарного парка и изучение состава его оборудования;

- замена устаревшего оборудования на более современное;

- внедрение ранее не использовавшихся в ней средств автоматизации.

При работе над проектом были использованы материалы ОАО «АК «Транснефть»» (технологический регламент ЛПДС «Субханкулово»).



1. Общая характеристика резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово»

1.1 Краткая характеристика ЛПДС «Субханкулово»

Линейно-производственная диспетчерская служба (ЛПДС) «Субханкулово» является производственным подразделением Туймазинского нефтепроводного управления.

ЛПДС «Субханкулово» осуществляет следующие технологические операции:

- прием нефти от нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) «Октябрьскнефть» и «Туймазынефть»;

- перекачку принятой от этих НГДУ нефти по магистральным нефтепроводам на Уфимские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ);

- транзитную перекачку тюменских нефтей;

- обслуживание и ремонт линейной части, закрепленных участков магистральных нефтепроводов;

- обслуживание и ремонт оборудования нефтеперекачивающих насосных и вспомогательных объектов станции [1].

Через ЛПДС перекачивается несколько сортов нефтей, которые отличаются друг от друга составом и местом добычи. Наименование нефтей и их состав приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Наименование нефтей и их состав

Характеристика	Наименование
	Тюменская	Туймазинская девонская	Туймазинская угленосная
Удельный вес, т/м3	0,859	0,858	0,88
Содержание воды, %	0,5	0,2	0,3
Содержание хлористых солей, мг/л	50	40-100	100
Содержание механических примесей, %	0,003	0,005	0,002
Кинематическая вязкость при 20 0С, м2/с	9-11,8	10-14	41,4
Содержание парафина, %	2,7	3,2-3,6	2,16
Температура застывания, 0С	-22	-35	-26
Содержание серы, %	1,36	1,5	2,5
Смолы, %	-	28	39
Выход фракций до 200 0С, %	23	24	17
Выход фракций до 300 0С, %	45	45	36
Выход фракций до 350 0С, %	-	-	-
Упругость паров, мм рт.ст.	-	-	-
Температура вспышки, 0С	-20	-	-
Температура самовоспламенения, 0С	320	-	-

Основное оборудование ЛПДС «Субханкулово» включает:

- насосный цех нефтепроводов Туймазы-Уфа (ТУ), ТУ-1, ТУ-3, оборудованный двумя подпорными насосами 20 НДСН с электродвигателем ВАО-560 - 2 шт. № 1,2, двумя магистральными насосами марки НМ 1250х260 с электродвигателем 4 АЗМВ-1-1250 и двумя магистральными насосами марки НМ 360х460 № 3, 4 с электродвигателями 2 АЗМВ-800. Насосами НМ 1250Ч260 производится перекачка нефти по нефтепроводу ТУ-3 на ЛПДС «Языково». Насосами НМ 360Ч460 производится перекачка нефти по нефтепроводу ТУ-1 на Уфимские НПЗ;

- промежуточная насосная станция (НПС-5) нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА). В насосной установлены четыре магистральных насоса серии НМ 10000Ч210 с электродвигателями СТД 6300. 25 июля 2003 года насосная выведена из состояния безопасного содержания (СБС);

- промежуточная насосная станция нефтепровода НКК (НПС-6), оборудованная четырьмя магистральными насосами НМ-10000Ч210 с электродвигателями СТД-8000;

- резервуарный парк, состоящий из десяти резервуаров, три из которых РВС-5000 (№4,7 и 8), находящиеся в эксплуатации с 1962 года, и семи новых резервуаров РВСП-5000. Общая емкость резервуарного парка составляет 50000 м³.

Вспомогательное оборудование ЛПДС «Субханкулово» включает в себя:

- узел канализационных сооружений;

- систему пожарно-технического снабжения;

- систему хозяйственно-питьевого водоснабжения;

- систему пенного тушения;

- котельную;

- нефтяную лабораторию;

- ремонтно-механическую службу;

- корпус подсобных и вспомогательных помещений с пожарным депо;

- корпус аварийно-ремонтной службы;

- склад с площадью для труб;

- центральный ремонтно-эксплуатационный блок;

- площадку пуска и приема скребка на нефтепроводах УБКУА, НКК, ТОН-3, ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3;

- площадку переключений на нефтепроводах ТОН-1, ТОН-2, ТОН-3, ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3;

- узлы предохранительных устройств на приеме нефтепроводов УБКУА и НКК;

- камеры регулирующих заслонок, оборудованные регулирующими заслонками.

1.2 Технологическая схема ЛПДС «Субханкулово»

Рассмотрим технологическую схему ЛПДС «Субханкулово», представленную на рисунке 1.1.

Нефть поступает на узел предохранительных клапанов СППК, предназначенных для защиты трубопроводов и оборудования НПС от повышенного давления. После узла СППК нефть проходит очистку от механических примесей в фильтрах-грязеуловителях, далее поток поступает на приемный коллектор подпорных насосов 20 НДсН. Приемный коллектор подпорных насосов связан с резервуарным парком перекачивающей станции. После подпорной насосной нефть поступает на узел учета. Учтенная нефть закачивается в нефтепровод с помощью основных насосов марки НМ 1250х260. Для регулирования давления на выходе из НПС установлен узел регулирования давления.

1.3 Устройство резервуарного парка

Одним из основных объектов ЛПДС «Субханкулово» является резервуарный парк предназначенный для обеспечения технологического режима работы насосной № 4 промплощадки № 3.

Резервуары размещены группами, при этом каждая группа из четырех резервуаров ограждена сплошным земляным валом высотой 2,2-2,7 м с уклоном откосов 1:1,5. По верху защитного обвалования имеется площадка шириной 1 м. Через обвалование проходят пешеходные переходы, из бетонных ступеней с перилами ограждения, для обеспечения прохода эксплуатационного персонала. Расстояние между стенками резервуаров РВС-5000 составляет 27 м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах равно 57 м. Объем обвалования, свободного от резервуаров, составляет 5000 м³.

Резервуары РВС-5000 рассчитаны на избыточное давление 200 мм вод. ст. и разряжение 25 мм вод. ст.

На стальных вертикальных резервуарах РВСП-5000 устанавливается типовое оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное для обеспечения надежной эксплуатации резервуаров, снижения потерь нефти от испарения, а также обеспечения пожарной безопасности.



1.4 Требования к системе автоматизации резервуарного парка

Существует ряд требований к автоматизации резервуарных парков.

Технологические системы автоматизации и телемеханизации РП должны обеспечивать:

- контроль состояния и управление технологическим оборудованием РП из операторной, МДП, РДП (ТДП);

- автоматическую защиту и блокировку управления технологическим оборудованием РП;

- регистрацию, архивирование и отображение на АРМ оператора НПС информации о работе технологического оборудования РП;

- связь с другими системами автоматизации НПС.

Для обеспечения управления резервуарным парком система автоматизации должна выполнять:

- измерение уровня нефти в каждом резервуаре;

- измерение средней температуры нефти в каждом резервуаре;

- измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП;

- измерение температуры нефти в пристенном слое резервуара;

- расчёт скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;

- сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах;

- сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти;

- сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

- сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;

- сигнализацию превышения предельного давления в трубопроводах резервуарного парка;

- дистанционное и автоматическое управление системой размыва донных отложений в резервуарах;

- дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и индикацию их положения [2].

Изучив перечень установленных средств автоматизации на резервуарах, считаю целесообразным заменить устаревший сигнализатор уровня жидкости СУЖ-ПО-2-2 более современным, с целью увеличения надежности и точности срабатывания. Для предотвращения осаждения парафина на днищах резервуаров, которое может привести к аварийной ситуации, предлагаю внедрить широко используемые электромеханические мешалки типа «Диоген».

Более глубокое рассмотрение вопроса будет произведено в специальном разделе данного дипломного проекта.



2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

В данном дипломном проекте рассматривается, как было указано выше, автоматизация резервуарного парка линейно-производственной диспетчерской службы «Субханкулово».

Для обеспечения нормального режима работы и своевременного обнаружения нарушений в работе резервуарного парка необходимы постоянный контроль ряда параметров и выдача аварийных сигналов при их отклонении. Одним из таких параметров является уровень жидкости в резервуаре.

Современное отношение к безопасности технологических процессов устанавливает все более жесткие требования к точности и надежности средств автоматизации. В рамках модернизации системы противоаварийной защиты резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово» мной была предложена замена устаревшего поплавкового сигнализатора уровня современным вибрационным. Патентный поиск проводился по вибрационным сигнализаторам уровня.

2.2 Регламент поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия

Глубина поиска составляет шесть лет (1995-2011 гг). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):

- G01F 23/00 - «Индикация или измерение уровня жидких, газообразных или сыпучих тел, например индикация изменения объема, индикация с помощью сигнальных устройств»;

- G01F 23/24 - «Индикация или измерение уровня жидких, газообразных или сыпучих тел путем измерения сопротивления резистора, изменяющегося за счет контакта с проводящей жидкостью».

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G01F 23/00 G01F 23/24	№№ 2047104, 2269099 № 2047104	№ 2047104 «Вибрационный сигнализатор уровня сыпучих материалов» № 2269099 «Вибрационный сигнализатор уровня»

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Сущность изобретения (патент № 2047104): сигнализатор уровня (рисунок 2.1) содержит чувствительный элемент в виде вибрирующего щупа с наконечником в форме лопатки, второй конец щупа использован в качестве якоря преобразователя перемещений, два жестких упора, расположенных с разных сторон щупа, электромагнит и пружину. Электромагнит и преобразователь перемещений расположены по разные стороны вибрирующего якоря щупа, а с помощью пружины якорь подпружинен к упору со стороны преобразователя перемещений. В качестве жестких упоров использованы сердечники электромагнита и индукционного преобразователя перемещений.

1 - наконечник в форме лопатки; 2 - вибрирующий щуп; 3 - электромагнит; 4 - пружина; 5 - якорь преобразователя

Рисунок 2.1 - Устройство вибрационного сигнализатора уровня сыпучих материалов

Вибрационный сигнализатор уровня (патент № 2269099) относится к измерительной технике и может быть использовано для контроля уровня сыпучих и жидких материалов. Сущность: вибрационный сигнализатор уровня (рисунок 2.2) содержит чувствительный элемент (щуп), связанный с якорем, устройство возбуждения в виде катушки с ферромагнитным сердечником, а также датчик перемещений якоря, генератор импульсов и последовательно соединенные усилитель и релейный блок. Усилитель охвачен регулируемой отрицательной обратной связью, выполненной в виде резистора. Датчик перемещений якоря может быть выполнен в виде катушки с ферромагнитным сердечником, при этом участок якоря между катушками выполнен из немагнитного материала, что препятствует электромагнитной связи между катушками, обеспечивая защиту от высокочастотных колебаний в системе якорь-катушки-усилитель. Технический результат: изобретение позволяет контролировать уровни сыпучих и жидких продуктов, находящихся в агрессивных средах, под давлением (разряжением) и при температуре до 200°С.



1 - чувствительный элемент (щуп); 2 - якорь; 3 - ферромагнитный сердечник; 4 - устройство возбуждения; 5 - датчик перемещения якоря; 6 - генератор импульсов; 7 - усилитель; 8 - резистор; 9 - релейный блок

Рисунок 2.2 - Устройство вибрационного сигнализатора уровня

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует весьма ограниченное количество аналогов вибрационных сигнализаторов уровня, что ни в коем случае не делает их менее востребованными.

Вибрационный сигнализатор уровня, предложенный для контроля уровня жидкости в резервуарах ЛПДС «Субханкулово», имеет сравнительно простой и проверенный принцип действия, что свидетельствует о надежности прибора, отличается удобством использования и четкостью срабатывания по аварийным значениям.



3. Автоматизация резервуарного парка

3.1 Объем автоматизации резервуарного парка

Резервуарный парк является одним из основных объектов НПС. Для надежной и эффективной эксплуатации резервуарного парка его автоматизируют.

Система централизованного контроля и управления резервуарным парком ЛПДС «Субханкулово» предусматривает механизацию и автоматизацию операций по приему и откачке нефти, выполнению товарно-учетных операций и защите оборудования от повреждений и аварий.

В резервуарных парках с резервуарами вместимостью свыше 10000 м³ или при числе резервуаров свыше шести меньшей вместимости необходимо предусматривать управление резервуарным парком из местного диспетчерского пункта.

Автоматизация РП предусматривает:

- централизацию управления резервуарным парком;

- автоматическую защиту;

- автоматическое пожаротушение.

Централизация управления резервуарным парком включает:

- дистанционное измерение уровня во всех резервуарах;

- дистанционное измерение средней температуры нефти во всех резервуарах;

- селективную сигнализацию максимального и минимального уровней во всех резервуарах;

- аварийную сигнализацию при срабатывании защит;

- дистанционное управление задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения.

Для уровнемеров, используемых для учетно-расчетных операций, основная погрешность измерения не должна превышать ± 3,0 мм.

Автоматическая защита резервуарного парка предусматривает:

- автоматическую защиту от перелива;

- автоматическую защиту от превышения давления в трубопроводах подачи нефти в РП.

Автоматическая защита от перелива должна обеспечивать прекращение поступления нефти в резервуар при достижении в нем максимального (аварийного) уровня нефти и переключение потока нефти в специально выделенную емкость.

Для автоматической защиты от перелива должен использоваться датчик максимального (аварийного) уровня, не связанный с измерителем уровня.

Автоматическая защита от превышения давления в трубопроводах подачи нефти в резервуарный парк может выполняться путем подключения к трубопроводу, в котором повысилось давление, специально выделенной емкости. Подключение емкости должно проводиться с использованием электроприводных задвижек, параллельно которым устанавливаются механические предохранительные клапаны. Реле давления системы защиты должно настраиваться на величину на 10 % ниже, чем соответствующий предохранительный клапан.

В резервуарных парках может предусматриваться контроль скорости наполнения или опорожнения резервуаров.

При превышении допустимой скорости наполнения (опорожнения) открывается задвижка на линии сброса в специально выделенные емкости или подключаются дополнительные резервуары.

В резервуарных парках может предусматриваться блокировка задвижек для предотвращения смешения разной нефти, последовательно перекачиваемой по трубопроводу, что весьма для нас актуально, поскольку через ЛПДС перекачивается несколько сортов нефтей, которые отличаются друг от друга составом и местом добычи [3].



3.2 Функциональная схема автоматизации резервуара РВС-5000

Функциональная схема автоматизации резервуара РВС-5000 приведена на рисунке 3.1.

Работа функциональной схемы автоматизации резервуарного парка ЛПДС

«Субханкулово» состоит в следующем. При технологических операциях, производимых в резервуарах, уровень нефти определяется датчиками уровня 1 (Saab Тank Radar RTG 3920 REX), установленными на каждом резервуаре, термометром 2 определяется температура нефти, имеются сигнализаторы верхнего аварийного уровня 3, пожароизвещатели 4 и датчик температуры стенки резервуара 5. Сигнал, полученный от датчиков, передается на блок системы контроля уровня нефти резервуаров «TankMaster», расположенный в операторной. На экране компьютера появляется информация с изображением самого резервуара, уровня и температуры нефти в нем.

Все приборы, установленные на резервуарах ЛПДС «Субханкулово», обеспечивают своевременное обнаружение отклонений от нормальной работы резервуарного парка, что позволяет избежать аварийных ситуаций, облегчает работу эксплуатационного персонала.

Перечень приборов, устанавливаемых на резервуар, приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Приборы, устанавливаемые на резервуар РВС-5000

Позиц. обознач.	Наименование	Кол.	Примечание
1	Уровнемер Saab Тank Radar RTG 3920 REX	1	0ExdIIAT3
2	Термометр многоточечный Pt-100	1	1ExdIIAT3
3, 4, 5	Сигнализатор предельного уровня СУЖ-П-И	3	1ExdIIAT3
6, 7, 8, 9, 10, 11	Преобразователь температуры ТСМ 012 - 19	6	1ExdIIAT3
14	Преобразователь температуры интеллектуальный серии Метран-280	1	1ExdIIAT3
12, 13, 15, 16	Электропривод задвижки	4	ExiaIICT5X

Список противоаварийных защит приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Список противоаварийных защит

№ сценария защиты	Позиция	Условие срабатывания	Действия технологического оборудования и сигнализация при срабатывании защит
1	1, 3, 4, 5	Верхний аварийный уровень нефти	Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация в операторной, МДП; - выполняется автоматическое закрытие коренных задвижек резервуара; - оперативное сообщение в операторной, МДП
2	6, 7, 8, 9, 10, 11	Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей резервуара	Без выдержки времени: - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в резервуаре, оборудованным пожаротушением; - визуальная и звуковая сигнализация в операторной, МДП; - закрытие задвижек на входе в РП

3.3 Описание используемых средств автоматизации

3.3.1 Уровнемер Saab Тank Radar RTG 3920 REX

Система коммерческого учёта нефтепродуктов Saab TankRadar TRL/2 представляет собой систему контроля и измерения уровня, объёма и массы нефти в резервуарах. Система TRL/2 может взаимодействовать с различными датчиками, такими как датчики температуры и давления, осуществляя полный контроль над содержимым резервуара.

Уровнемеры системы TRL/2 способны измерять уровень любых продуктов, включая битум, сырую нефть, продукты переработки, агрессивные химические продукты, сжиженные газы, гранулированные вещества и т.д. Основными компонентами системы TRL/2 являются (рисунок 3.2):

Рисунок 3.2 - Основные компоненты системы TRL/2

- радарный уровнемер (RTG) - автономное взрывозащищенное устройство, измеряющее уровень нефти в резервуаре. Он может комплектоваться четырьмя типами антенн в зависимости от требований и условий применения;

- модуль сбора данных (DAU) может взаимодействовать с различными датчиками и исполнительными механизмами. Существует две модификации DAU: подчиненный и независимый. Подчиненный DAU предназначен для измерения температуры, в то время как независимый DAU в дополнение к измерениям температуры имеет аналоговые и цифровые входы. Обе модификации могут дополнительно снабжаться жидкокристаллическим дисплеем для местного снятия показаний измерения;

- модуль полевого соединения (FCU) используется в качестве концентратора данных и шлюза между полевой шиной и групповой шинами. К каждому FCU могут подключаться до 32 RTG и 32 DAU;

- модем полевой шины (FBM) является конвертером данных между компьютерным портом типа RS-232C и шиной TRL/2. Он используется для подключения персонального компьютера с программным обеспечением Saab TankMaster к шине TRL/2;

- операторский интерфейс TankMaster WinOpi представляет собой программное обеспечение для представления оператору данных измерений и вычислений TRL/2. Операторский интерфейс также используется для установок срабатывания аварийной сигнализации, эксплуатационных характеристик, конфигурации и калибровки системы TRL/2;

- программное обеспечение RadarSetup обычно используется на сервисном переносном персональном компьютере. Программное обеспечение RadarSetup используется для обслуживания и конфигурации радарного уровнемера и не является заменой более мощного WinSetup.

Уровнемер TankRadar REX разработан также для проведения высокоточных измерений объёма и массы нефти непосредственно на базе электронного блока уровнемера и последующей передачи в систему верхнего уровня.

Уровнемер может принимать и обрабатывать сигналы от аналоговых цифровых датчиков давления и датчиков уровня подтоварной воды.

Все измеренные данные передаются по полевой шине для дальнейшей обработки в рабочей станции TankMaster или на главном компьютере предприятия. Из-за высокой производительности процессора уровнемера эти вычисления могут производиться непосредственно в электронном блоке уровнемера.

Ни одна часть уровнемера не находится в реальном контакте с нефтью в резервуаре, и только антенна подвергается воздействию атмосферы резервуара.

Радарный уровнемер подает по направлению к поверхности нефти в резервуаре высокочастотное излучение с непрерывно изменяющейся частотой. Вычисление уровня проводится по отраженному от поверхности нефти сигналу. Излучаемый сигнал и сигнал, отраженный от поверхности нефти, имеют различные частоты, разность между которыми пропорциональна расстоянию до поверхности нефти.

Этот метод называется методом частотно-модулированной непрерывной волны (рисунок 3.3). Для обеспечения точности измерений радарный уровнемер снабжен цифровым эталоном.

Все измеренные данные представляются оператору с помощью операторского интерфейса, который содержит функции учёта уровня нефти в резервуаре. Для дальнейшей обработки полученных данных может подключаться основной компьютер предприятия.

Уровнемер состоит из двух основных частей: основного блока уровнемера и антенны. Уровнемер сконструирован для монтажа на резервуарах с фиксированной кровлей и имеет точность, которая позволяет использовать его при коммерческих операциях. Конструкция параболической антенны устойчива к загрязнению и конденсации паров нефти и воды.



Рисунок 3.3 - Метод частотно-модулированной непрерывной волны

Основной блок уровнемера состоит из взрывобезопасного корпуса, электронного блока, интегрированной клеммной коробки и погодозащитного кожуха. На резервуарах ЛПДС «Субханкулово» установлены уровнемеры Saab Тank Radar RTG 3920 REX с конусной антенной (рисунок 3.4).

Техническая характеристика уровнемера приведена в таблице 3.3.

1 - основной блок; 2 - погодозащитный кожух; 3- конус; 4 - патрубок 8”min

Рисунок 3.4 - Общий вид уровнемера RTG 3920 REX



Таблица 3.3 - Характеристики уровнемера Saab Тank Radar RTG 3920 REX

Параметр	Значение
Рабочая температура в резервуаре не более, оС	+230
Диапазон измерений, м	от 0.8 до 20 ниже фланца
Давление, бар	-0,5 … +2
Материал, контактирующий с атмосферой резервуара	Кислотостойкая сталь (тип 316), тефлон, FPV(Viton)
Общий вес, кг	20 без фланца
Размеры направляющей трубы, дюймы	8

Плата процессора (SPC) - основная плата электронного блока уровнемера. На ней расположен процессор, предназначенный для решения задач по генерации и обработке модулирующего сигнала, обработке входных и выходных сигналов, а также для выполнения вспомогательных функций.

Плата обработки аналоговых сигналов(APC) используется для фильтрации и усиления аналоговых входных сигналов. При размещении аналоговых усилителей на отдельной плате достигается более высокое соотношение сигнал/шум.

Плата связи (FCC) поддерживает связь с внешними устройствами. Существуют различные версии платы полевой связи для использования различных типов протоколов связи, а также для эмуляции протоколов других типов измерительных приборов.

Плата интерфейса (TIC) используется для искробезопасного подключения дополнительных входов.

Плата температурных входов (TMC) используется для подключения к электронному блоку уровнемера до 6-ти температурных датчиков. Обеспечивается подключение как точечных, так и многозонных температурных датчиков.

Плата релейных выходов (ROC) содержит два реле. Они позволяют управлять внешними устройствами, такими как клапаны, насосы, нагревательные элементы.

Плата (MWB) - материнская плата.

Параболическая антенна обеспечивает качественные измерения при минимальном расстоянии, более узкий луч излучения и, следовательно, меньшее влияние паразитных отражений. Параболическая антенна предназначена для измерений уровня всех типов нефтей, включая такие тяжелые типы нефтей как асфальт [4].

Уровнемер RTG 3920 может монтироваться на патрубке Ду 500 без остановки эксплуатации резервуара.

Поскольку параболическая антенна имеет самый большой диаметр и, следовательно, наиболее узкую диаграмму направленности, то она может использоваться для измерения уровня продукта в самых высоких резервуарах.

Параболическая антенна наиболее устойчива к загрязнению, поэтому она может использоваться в условиях сильного загрязнения ее поверхности, например, битумом или жидкой серой. Параболическая антенна изготавливается с отражателями размером 18" и 20", а также с 6" фланцем для ее монтажа на резервуаре.

Внешний вид параболической антенны показан на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Внешний вид параболической антенны



Части антенны, подверженные влиянию атмосферы резервуара, изготавливаются из нержавеющей стали и тефлона, сохраняют свои характеристики в условиях сильного загрязнения зеркала антенны и ее излучателя.

3.3.2 Сигнализатор уровня жидкости поплавковый СУЖ-П-И

Сигнализатор уровня жидкости поплавковый СУЖ-П-И предназначен для сигнализации одного, двух или трех предельных уровней жидкости в резервуарах, находящихся во взрывоопасных зонах. По устойчивости к климатическим воздействиям сигнализатор соответствует климатическому исполнению УХЛ категории размещения 1 для первичных преобразователей, но для температуры окружающего воздуха от минус 50 до плюс 70 ⁰С и категории размещения 4 для вторичного преобразователя по ГОСТ 15150.

Сигнализатор уровня состоит:

- из первичного преобразователя СУЖ-ПО-2-2;

- втулок;

- преобразователя вторичного.

Преобразователи первичные имеют несколько исполнений: горизонтальное, вертикальное на одну, две или три точки контроля. Преобразователь первичный СУЖ-ПО-2-2 (сигнализатор) состоит из следующих узлов: - чувствительного элемента; - контактного устройства. Принцип действия сигнализатора основан на срабатывании контактного устройства (геркона) при всплытии чувствительного элемента (цилиндрический поплавок) на заданный (контролируемый) уровень нефти. Чувствительным элементом служит цилиндрический поплавок со скобой, посаженной на трубу диаметром 17 мм. Внутри скобы установлены прямоугольные магниты. Контактное устройство состоит из двух герконов, закрепленных на кассете, которая установлена внутри трубы. Контакты герконов проводами МГТФ соединены с лепестками на плате, закрепленной в корпусе. Положение герконов на кассете выбрано таким образом, чтобы перемещение поплавка с магнитом до упора приводило к замыканию контактов. Таким образом сигнализируется уровень жидкости в резервуаре.

Для присоединения сигнализатора к общей электрической схеме в эксплуатационных условиях служит плата с контактами, помещенная в корпусе, закрепленном на конце трубы. Корпус закрыт крышкой. Резиновая прокладка предохраняет корпус от попадания в него влаги. Для подведения и герметизации внешних проводов служит специальное вводное устройство.

Общее крепление сигнализатора к резервуару осуществляется с помощью фланцев. Преобразователь представляет собой трубу, в которой на проволочном стержне закреплены пары герконов, подключенные с помощью проводов к контактному устройству. По трубе перемещается цилиндрический поплавок с установленными в нем магнитами. При совмещении поплавка с герконовыми парами происходит замыкание контактов герконов.

Длина проводов, соединяющих герконы с контактным устройством, выбрана с 50 %-м запасом, чтобы потребитель мог при необходимости произвести регулировку уровней контроля.

Преобразователь вторичный включает в себя плату источника питания сигнализатора уровня и плату искробезопасной цепи и реле.

Источник питания выполнен по схеме полумостового преобразователя с бестрансформаторным входом.

Плата искробезопасной цепи и реле состоит из трех одинаковых ячеек. В состав ячейки входят два герконовых реле К1 и К2, ключевой транзистор VT1, диоды VD2 и искробезопасная цепь R2, VD3 - VD6.

Резистор R2 ограничивает ток короткого замыкания на уровне 10 мА.

Стабилитроны VD3 - VD6 ограничивают напряжения на уровне 30 В.

При срабатывании герконов преобразователя первичного замыкания открывается ключевой транзистор VT1, коллекторный ток которого вызывает срабатывание герконовых реле [5].

Схема электрического подключения показана на рисунке 3.6.

Преобразователи могут работать на три точки контроля, т.е. к одному преобразователю вторичному можно подключить три преобразователя первичных СУЖ-ПО-2-2.

Рисунок 3.6 - Схема электрического подключения

Преобразователи первичные взаимозаменяемые и не требуют дополнительной подстройки при подключении к другому вторичному преобразователю.

Поплавковый сигнализатор уровня жидкости СУЖ-П-И имеет ряд недостатков:

- налипание на поплавок парафина;

- образование конденсата внутри преобразователя.

Налипание парафина вызывает утяжеление поплавка, что приводит к неправильному отслеживанию уровня нефти.

Из-за разности температур внутри резервуара и внешней среды происходит образование конденсата в преобразователе. Наличие влаги вызывает коррозию контактной группы, что вызывает нестабильную работу сигнализатора.

Так же в процессе эксплуатации СУЖ-П-И замечен следующий недостаток - при сильных ливнях происходит попадание влаги внутрь сигнализатора, что может привести к ложному срабатыванию.

3.3.3 Датчики температуры

Для точных и надежных измерений профиля температуры нефти рекомендуется использование многоточечного термометра Pt100.

Для определения средней температуры нефти используются показания только тех датчиков, которые полностью погружены в нефть.

Датчики устанавливаются в металлорукаве, изготавливаемом из нержавеющей стали. Фланец термометра закрепляется на верхней части резервуара, а нижний конец с помощью якоря крепится ко дну резервуара.

Многоточечный термометр легко устанавливается, даже если резервуар находится в эксплуатации. В резервуарах под давлением многоточечные датчики устанавливаются в защитных гильзах так, чтобы замена датчиков при обслуживании, при ремонте производилась без вывода резервуара из эксплуатации. Многоточечный датчик подключается непосредственно к уровнемеру, если число термоэлементов не превышает 6 и через модуль DAU при большем количестве датчиков.

Установка точечного термометра в резервуаре показана на рисунке 3.7.



Рисунок 3.7 - Установка точечного термометра в резервуаре

Техническая характеристика термометра Pt100 приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Технические характеристики термометра Pt100

Характеристика	Значение
Тип чувствительного элемента	Термоэлементы градуировки Pt100 в количестве от 5 до 12 штук
Диапазон температур	Стандартное исполнение от -20 до +90 єС Специальное исполнение от -50 до +280єС
Материал, контактирующий с атмосферой резервуара	Нейлон 12 (рилсан)
Погрешность	± 0,15 єС в диапазоне от -20 до +90 єС ± 0,45 єС в диапазоне от -50 до +280 єС

автоматизация резервуарный парк сигнализатор

3.3.4 Система противоаварийной защиты

Надежность функционирования систем обеспечения безопасности опасных объектов промышленности целиком зависит от состояния электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью. Эти системы называются системой противоаварийной защиты (ПАЗ). Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП резервуарного парка.

Главные задачи, возлагаемые на такие системы:

– предотвращение аварий и минимизация последствий аварий;

– блокирование (предотвращение) намеренного или ненамеренного вмешательства в технологию объекта, могущего привести к развитию опасной ситуации и инициировать срабатывание ПАЗ.

Для некоторых защит предусматривается наличие задержки между обнаружением аварийного сигнала и защитным отключением.

Для всех параметров защиты предусмотрен испытательный режим. В испытательном режиме устанавливается флаг защиты, запись в массиве защит и передается сообщение оператору, но управляющие воздействия на технологическое оборудование не формируются.

Алгоритмическое содержание функций ПАЗ состоит в реализации следующего условия: при выходе значений определенных технологических параметров, характеризующих состояние процесса или оборудования, за установленные (допустимые) пределы должно проводиться отключение (остановка) соответствующего агрегата или всей станции.

Входную информацию для группы функций противоаварийной защиты содержат сигналы о текущих значениях контролируемых технологических параметров, поступающие на логические блоки (программируемые контроллеры) от соответствующих первичных измерительных преобразователей, и цифровые данные о допустимых предельных значениях этих параметров, поступающие на контроллеры с пульта АРМ оператора ЛПДС. Выходная информация функций противоаварийной защиты представлена совокупностью управляющих сигналов, посылаемых контроллерами на исполнительные органы систем защиты [4].

Развитие контроллерных интерфейсов, появление электронных систем отображения информации, SCADA систем и внедрение модульного принципа построения ПЛК привело к трансформации структуры контроллерной системы ПАЗ в структуру, представленную на рисунке 3.9.

Рисунок 3.9 - Структура контроллерной системы ПАЗ

3.4 Структура микропроцессорной системы автоматизации резервуарного парка

Система автоматики ЛПДС «Субханкулово» имеет трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. Структурная схема ПТК РП приведена на рисунке 3.10.

К нижнему уровню системы автоматики относятся:

- средства измерений технологических параметров (датчики и исполнительные механизмы);

- сигнализаторы технологических параметров.

В качестве датчиков и измерительных преобразователей используются серийно выпускаемые приборы и средства автоматизации со стандартными токовыми сигналами 4 - 20 мА и вторичные микропроцессорные приборы, выдающие по последовательному интерфейсу пакеты данных. Все приборы выполнены во взрывобезопасном исполнении.

Связь между средствами автоматизации нижнего уровня и оборудованием среднего уровня осуществляется контрольным кабелем.

К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов РП на базе ПЛК.

Средний уровень управления реализован на базе технологического микропроцессорного управляющего контроллера Modicon TSX Quantum фирмы Schnieder Electric и выполняет следующие основные функции:

- прием дискретных и аналоговых сигналов от датчиков, измерительных преобразователей, аварийных сигналов от вторичных приборов;

- контроль достоверности и первичную обработку информации (вычисление текущих значений, сравнение с уставками, вычисление средних значений);

- регулирование технологических параметров в соответствии с выбранными законами регулирования с выдачей команд управления в виде аналогового выхода 4 - 20 мА постоянного тока;

- программно-логическое управление, защиту и блокировку технологических агрегатов и оборудования с выдачей команд управления на исполнительные устройства в виде сигналов логического выхода постоянного тока;



Рисунок 3.10 - Структурная схема АСУ ТП РП



- обмен информацией с компьютером верхнего уровня.

Верхний уровень управления реализован на базе ПК и выполняет следующие основные функции:

- непрерывный круглосуточный обмен информацией с контроллером по проводной связи;

- обработку полученной информации, ведение предыстории событий;

- работу информационной СУБД;

- отображение полученной информации в форме таблиц или на мнемосхемах;

- формирование и печать отчетно-учетных документов;

- корректировка работы программы контроллера.

Оповещение оператора о возникновении на установке аварийной ситуации осуществляется с помощью звукового оповещения на ПК и аварийной сирены установленной в операторной [3].



4. Модернизация существующей системы автоматизации резервуарного парка ЛПДС «Субханкулово»

4.1 Анализ внедряемого оборудования

В данном разделе дипломного проекта рассмотрим принципы действия и характеристики выбранного оборудования для внедрения в систему автоматизации резервуарного парка, проведем сравнение новых приборов с приборами, уже установленными на объекте.

4.1.1 Электромеханические мешалки типа «Диоген»

Образование отложений парафина на дне резервуара является серьезной проблемой при учете нефти, а также может вызвать необходимость очистки резервуара.

Для предотвращения осаждения парафина на днищах нефтяных резервуаров широко используются стандартные электромеханические мешалки типа «Диоген». Принцип работы изделия заключается в образовании процесса перемешивания нефти направленной затопленной струей нефти, создаваемой вращающимся пропеллером, при котором тяжелые парафинистые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Этот процесс достигается двумя факторами при работе изделия:

- за счет непосредственного перемешивания нефти струей, создаваемой пропеллером изделия;

- за счет создания кругового вращения всей массы хранимой нефти в резервуаре при работе пропеллера в крайних угловых положениях.

Электромеханические мешалки типа «Диоген» выпускаются с различными компоновками двигателя и редуктора, с обычными сальниковыми или торцовыми уплотнениями. Опыт показал, что наиболее надежны торцовые уплотнения. Удачно решена проблема ремонта уплотнения. При этом вал мешалки может быть частично выдвинут наружу. Специальный затвор герметизирует резервуар, и уплотнение может быть отремонтировано без его опорожнения.

Электромеханическая мешалка с приводом крепится растяжками на стенке резервуара, что важно при эксплуатации. С изменением уровня взлива в резервуаре изменяется его осадка, и если привод мешалки установлен на отдельном фундаменте, нарушается центровка валов. Крепление мешалки на стенке резервуара ликвидирует этот недостаток. Для уменьшения нагрузки на стенку резервуара иногда применяют дополнительные пружинные опоры.

С целью достижения эффективного процесса размыва донных отложений при определении количества и исполнений электромеханических мешалок для оснащения резервуаров РВС-5000 производители рекомендуют использовать «Диоген - 700» в количестве 1 шт.

Оси мешалок смещены относительно диаметра резервуара на 10?. Мешалки включаются в работу при закачке. Принятого расположения осей мешалок с течением времени в резервуаре устанавливается круговое движение нефти. Взвешивание осадка происходит как турбулентными струями, создаваемыми винтом и закачиваемой жидкостью, так и вторичным круговым движением нефти. Для предотвращения накопления осадка в резервуаре достаточно работы мешалки в течении 24 часов в месяц с равными промежутками между включениями. При этом осадок на днище не превышает 10-12 см. Наилучший результат достигается при работе мешалок в период закачки нефти, но иногда они включаются и при откачке.

При включении мешалки (рисунок 4.1) вращение от электродвигателя 1 через плоскозубчатую ременную передачу 2 передается на вал 5, установленный на подшипниковые опоры корпуса 4. При этом свободный конец вала 5, расположенный в резервуаре с нефтью, передает вращение на закрепленные на нем пропеллер 6 и обтекатель 7. За счет вращения пропеллера 6 создается направленная затопленная турбулентная струя нефти, обладающая размывающим эффектом (скорость движения частичек нефти более 0,5 м/с) и простирающаяся на расстояние, примерно равное диаметру РВС-5000. Встроенный автоматический привод поворота (АПП) 3 обеспечивает в процессе работы мешалки поворот корпуса 4 с валом 5 в горизонтальной плоскости на угол ± 30є относительно шарнирного узла 8, смонтированного на присоединительном фланце 9, закрепленном на крышке люка-лаза РВС. Время прохождения вала 5 с пропеллером 6 от одного крайнего положения до другого составляет от 3,5 до 5 часов, в зависимости от исполнения мешалки. Отбор вращательного движения на входной вал АПП производится от вала 5, проходящего соосно через центр АПП.



1- взрывозащищенный асинхронный электродвигатель; 2 - плоскозубчатая ременная передача; 3- автоматический привод поворота; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - пропеллер; 7 - обтекатель; 8 - шарнирный узел; 9 - фланец присоединительный; 10 - плита установочная; 11 - торцовое уплотнение; 12 - сферическое уплотнение

Рисунок 4.1 - Устройство для размыва донных отложений «Диоген-700»

Однако конструкция винтовых мешалок далеко не совершенна:

- расположение винта мешалки у стенки резервуара приводит к тому, что на диаметрально противоположном участке скорость движения нефти значительно уменьшается;

- площадь днища резервуара, на которой взвешивание осадка производится непосредственно турбулентной струей, создаваемой винтом, ограничивается внутренним углом расширения турбулентной струи равным 22-25?;

- взвешивание осадка на остальной площади днища производится вторичным течением. Для развития циркуляции, достаточной для взвешивания парафина, требуется 1-2 часа работы мешалки и более;

- частицы осадка проникают в толщу нефти и распределяются в ней только за счет мощных вихреобразований, так как в резервуаре нет направленного вертикального движения нефти;

- для установки винтовых мешалок требуется устройство в резервуарном парке силовой электропроводки низкого напряжения;

- для монтажа мешалок в типовом резервуаре необходимо усилить нижний пояс.

Технические характеристики и основные параметры электромеханических мешалок типа «Диоген» представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические характеристики электромеханических мешалок типа «Диоген»

Наименование параметра	Фактическое значение	Номинальное значение
Номинальная мощность, кВт	15	15
Максимальный диаметр пропеллера, мм	500	500
Число лопастей пропеллера, шт	4	4
Скорость вращения пропеллера, об/мин	690	460
Максимальный угол поворота вала пропеллера в горизонтальной плоскости, угл.град	Соответствует	60
Время одного цикла поворота вала пропеллера, час	Соответствует	3,5
Максимальное давление, удерживаемое уплотнительными устройствами изделия, МПа	Выдерживает	0,22
Максимальная реактивная сила, приведенная к валу пропеллера, Н	Соответствует	3000
Режим и гарантированное время непрерывной работы, ч	S1	S1 (20)
Класс вибрации по ГОСТ 16921-83	Соответствует	2,8
Напряжение трехфазной питающей сети, В, частотой 50 Гц ±1%	380	380+10%-15%
Использование изделия по условиям эксплуатации и категории размещения согласно ГОСТ 15150	У2	У2
Габаритные размеры (длина Ч ширина Ч высота), мм	Соответствует	1730Ч900Ч572
Масса, кг	Соответствует	360
Степень защиты изделия	IP 54	IP 54
Назначенный срок службы, лет	Соответствует	15
Назначенный ресурс работы изделия, час	Соответствует	10000

Устройство размыва должно обеспечивать:

- размыв и перемешивание донных отложений в резервуаре подвижной струей нефти, формируемой пропеллером изделия;

- автоматическое изменение направления струи нефти в горизонтальной плоскости за счет встроенного привода поворота вала пропеллера;

- создание кругового вращения всей массы нефти, хранимой в резервуаре, при работе изделия в крайних угловых положениях вала пропеллера;

- запуск в работу и остановку от местного поста управления или дистанционного с центрального пульта оператора нефтеперекачивающей станции [6].

4.1.2 Система контроля и сигнализации СКС-07

СКС-07 предназначена для эксплуатации совместно с устройствами «Диоген» для решения следующих задач:

- контроля параметров и сигнализации о работе устройств «Диоген» без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- автоматической остановки устройств при достижении предельно-допустимых отклонений параметров;

- дистанционного пуска и остановки устройств «Диоген». В системе предусмотрен выбор функции ДУ/МУ (дистанционное/местное управление).

СКС-07 выдаёт сигнал остановки электродвигателя, входящего в состав устройства «Диоген», в следующих случаях (с выдачей звукового и визуального сигнала):

- при превышении температуры двигателя свыше указанной в паспорте на электродвигатель;

- при превышении вибрации крышки люка-лаза резервуара при работе устройств (исключая режим пуска) по трем взаимно перпендикулярным направлениям свыше 2,8 мм/с;

- при обрыве ремня плоскозубчатой ременной передачи;

- при нарушении герметичности узлов уплотнений устройств «Диоген»;

- при отклонении потребляемого тока двигателя «Диоген» от заданного номинального:

а) контроль межфазных и однофазных КЗ без выдержки времени;

б) контроль перегрузки по току (обратно зависимая токо-временная характеристика);

в) контроль обрыва любой из фаз электродвигателя.

По воздействию климатических факторов внешней среды при эксплуатации СКС-07 соответствует исполнению УХЛ 1 по ГОСТ 15150-69, при этом температура окружающей среды от минус 60 до плюс 50 °С.

СКС-07 может применяться в соответствии с ГОСТ Р 51330.13-99, ГОСТ Р 52350.14-99, гл. 7.3 ПУЭ во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных паро- и газовоздушных смесей категорий IIА, IIB по ГОСТ Р 51330.11-99, групп Tl, Т2, ТЗ по ГОСТ Р 51330.5-99.

СКС-07 представляет собой проектно-компонуемое изделие, в состав которого входят:

- блок контроля и сигнализации БКС-01-М (ТУ 4318-516-20885897-2006);

- датчик вибрации ДВ-03-М (ТУ 4277-515-20885897-2006);

- датчик вращения ДВР-03-М (ТУ 4278-590-20885897-2006);

- выключатель уровня;

- аварийные оповещатели:

а) световой аварийный оповещатель;

б) звуковой аварийный оповещатель (с возможностью местного отключения звукового сигнала).