Автоматизация ДНС

Система располагается в блоке управления подогревателями, информация о работе подогревателей передается в операторную, в систему автоматического управления технологическими процессами (АСУ ТП).

На площадке узла задвижек обычно расположен регулирующий клапан, которым поддерживается давление нефти, поступающей на площадку подогревателей. На площадке отстойников расположены отстойники первой и второй ступени, а также отстойник воды.

Для всех отстойников предусматривают: местный контроль температуры и давления; дистанционное измерение температуры и давления; измерение и регулирование уровня нефти с сигнализацией аварийных и рабочих параметров; измерение и регулирование межфазного уровня «нефть-вода» с сигнализацией аварийных и рабочих параметров.

Средства автоматизации монтируются непосредственно на технологическом оборудовании, устанавливаются с помощью закладных деталей, предусмотренных в технологической части проекта.

Вторичные приборы монтируются на щитах и штативах, устанавливаемых в аппаратной. Автоматизированные места рабочих расположены в зале операторной. Весь перечень приборов и средств автоматизации, предполагаемых к использованию, должен соответствовать требованиям нормативных документов Госгортехнадзора и Госстандарта Российской Федерации.

Для датчиков, измерительных преобразователей и сигнализаторов, размещаемых на открытой площадке без обогрева, рекомендуется климатическое исполнение для работы при температуре от -50⁰С до +50⁰С.

Для местного контроля температуры применяются термометры биметаллические, для дистанционного – термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом взрывозащищенного исполнения.

Для местного контроля давления используются манометры технические типа МПЗ-У­­ И МП-4У, для дистанционного – датчики избыточного давления Метран-100-Ех. Для сигнализации отклонения давления применяются манометры сигнализирующие, взрывозащищенные, например типа ДМ.

Для измерения расхода горячей нефти используется кориолисовый расходомер Rotamass (рис. 4.3), а для обыкновенной – счетчик нефти турбинный МИГ (рис. 4.4).

Рис. 4.3. Кориолисовый расходомер Rotamass	Рис. 4.4. Счетчик нефти турбинный МИГ

Для измерения расхода газа используется счетчик газа вихревой СВГТМ, для измерения расхода пластовой воды - электромагнитная система измерения расхода Promag 53. Для контроля и сигнализации уровней применяются сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР (рис. 4.5), датчики-реле уровня РОС. Для измерения уровня в аппаратах установлены датчики уровня поплавковые марки ДУ. Для автоматического отбора проб применяется автоматический пробоотборник.

В качестве регулирующей арматуры используются клапаны регулирующие взрывозащищенные, например марки Samson с электроприводом Aumamatic (рис.4.6). Для сигнализации загазованности технологических объектов предусматриваются сигнализаторы, световые и звуковые сигнальные взрывозащищенные устройства, устанавливаемые на металлоконструкциях вблизи технологического оборудования. В целях поддержания расчетных температур в помещениях, а также экономии тепла и электроэнергии системы отопления и вентиляции оборудуются приборами контроля и управления.

Рис.4.5. Сигнализаторы уровня ультразвуковые СУР	Рис. 4.6. Клапаны регулирующие взрывозащищенные SAMSON

Предусматривается автоматическое включение от газоанализаторов вытяжных систем периодической вентиляции, обслуживающих помещения категории А при достижении 20% от нижнего предела взрывоопасности и нажатием кнопки у входной двери снаружи за 10 мин. до входа персонала в помещение. В блок – боксе приточной камеры предусматривается включение резервного вентилятора при остановке рабочего.