Приборы и средства автоматизации

Проект производства работ

Для выполнения вышеперечисленных в пункте 3.3 функций используется микропроцессорная система автоматизации, приборы и средства автоматизации, выпускаемые заводами и производственными объединениями России и иностранными фирмами.

Все приборы и средства автоматизации имеют соответствующую взрывозащиту для применения в зоне В-1г и В-1а по ПУЭ, класса 0, 1, 2 по ГОСТР 51330.9-99, сертификаты Госстандарта России об утверждении типа средства измерения, разрешение Ростехнадзора на их применение и включены в «Реестр технических условий, программ и методик приемо-сдаточных испытаний на продукцию, закупаемую группой компаний «Транснефть» («Реестр ТУ и ПМИ»)».

Датчики КИП и А должны соответствовать требованиям ОТТ-17.220.00-КТН-058-09 «Магистральный нефтепровод. Датчики КИП и А. Общие технические требования».

Система автоматизации организована по трехуровневому иерархическому принципу.

К нижнему уровню системы относятся:

– средства измерения технологических параметров;

– сигнализаторы технологических параметров;

– исполнительные механизмы (в том числе средства световой и звуковой сигнализации).

К среднему уровню системы относятся:

– шкаф процессорный ЦПУ с 100 % горячим резервированием;

– шкаф общестанционных защит УСО 1.1 с резервируемыми контроллерами;

– шкаф БРУ;

– шкафы УСО.

К верхнему уровню системы относятся:

– серверные стойки;

– АРМы (оператора основной (резервный), КНП НПС и ЛТМ, инженера-электроника и мониторинга);

– принтеры.

Для измерения температуры нефти и других сред используются термопреобразователи и термометры сопротивления взрывозащищенного и общепромышленного исполнения в зависимости от зон расположения. Средняя температура нефти измеряется многоточечным датчиком температуры с подключением к электронному блоку радарного уровнемера. Для показания уровня и температуры нефти по месту у резервуара предусмотрена дисплейная панель.

Для измерения температуры нефти в пристенном слое резервуара устанавливается термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА искробезопасного исполнения с подключением к электронному блоку радарного уровнемера.

Основная погрешность измерительных каналов температуры не должна превышать значений, в градусах Цельсия:

– средней температуры нефти в резервуарах ± 0,5;

– температура нефти в трубопроводах ±0,5;

– температура других сред ±2,0.

Для сигнализации температуры воздуха в приборных щитах наружного исполнения и управления электрообогревом в насосной станции откачки применяются реле температуры взрывозащищенного и общепромышленного исполнения, в зависимости от зон расположения.

Для измерения давления нефти и других сред используются технические манометры и измерительные преобразователи давления с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА взрывозащищенного исполнения и общепромышленного исполнения  в зависимости от зон расположения.

Для измерения перепада давления нефти на ФГУ, на фильтрах насосов откачки используются измерительные преобразователи перепада давления с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА взрывозащищенного исполнения.

Для сигнализации давления на выкиде погружных насосов в емкостях сбора утечек нефти и дренажа, в системах вентиляции МНС и здании обогрева насосов откачки из резервуаров аварийного сброса применяются реле давления взрывозащищенного и общепромышленного исполнения в зависимости от зон расположения.

Для сигнализации давления на выкиде насосов артскважин используются показывающие сигнализирующие манометры.

Основная погрешность измерений для датчиков давления и манометров не должна превышать следующих значений, в процентах:

– давление нефти на входе МНС в системе автоматического регулирования  ±0,1;

– давление нефти в остальных случаях ±0,4;

– давление вспомогательных систем ±0,4.

Для измерения уровня в резервуаре используется радарный уровнемер с параболической антенной. Допускаемая абсолютная погрешность канала измерения уровня нефти не более ±3,0 мм.

Для измерения уровня в емкостях для сбора утечек нефти и дренажа используются радарные уровнемеры с одностержневым зондом взрывозащишенного исполнения. Основная абсолютная погрешность уровнемера жидкости во вспомогательных емкостях не должна превышать ±10,0 мм.

Для сигнализации верхнего допустимого уровня нефти в резервуаре, уровней нефти в емкостях для сбора утечек нефти и дренажа, для сигнализации затопления МНС используются сигнализаторы уровня жидкости поплавковые взрывозащищенного исполнения с искробезопасной цепью.

Для измерения загазованности в помещениях МНС и узла с предохранительными клапанами применяются оптические датчики загазованности взрывозащищенного исполнения со встроенным цифровым индикатором с цифровым стандартным каналом связи RS-485 с протоколом Modbus RTU. Основная приведенная погрешность датчиков загазованности не должна превышать ±5,0 процентов НКПРП.

Для световой и звуковой сигнализации при загазованности помещения МНС и помещения узла с предохранительными устройствами применяются светильники и посты сигнализации взрывозащищенного исполнения.

Система контроля и сигнализации (СКС) устройства размыва донных отложений резервуара аварийного сброса: датчики контроля температуры, утечек, вибрации, вращения, тока, соединительные кабели в металлорукавах, блок контроля и сигнализации – поставляется в комплекте с устройством размыва донных отложений.

Основная погрешность средств измерений не должна превышать следующих значений, в процентах:

– сила тока, напряжение, мощность  ±1,0;

– вибрация  ±10,0;

Дополнительная погрешность средств измерений не должна превышать половины основной погрешности при изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания в допустимых пределах.

Добавить комментарий