Проектирование автоматизированной системы управления установкой предварительного сброса воды Самотлорского месторождения
Содержание
Список используемых сокращений
Введение
. Описание технологического процесса
.1 Характеристика объекта
.2 Технологическая схема УПСВ
. Постановка задачи
.1 Характеристика комплекса задач
.2 Функции АСУ ТП
. Разработка системы автоматизации УПСВ
.1 Объем автоматизации
.2 Структура системы автоматизации
.3 Алгоритм контроля и управления
.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации
.4.1 Полевые приборы
.4.2 Выбор контроллера
.4.3 Выбор модулей ввода/вывода
.4.4 Выбор шасси контроллера и источника питания
.5 Разработка верхнего уровня
. Расчет надежности
. Комплексная оценка экономической эффективности
.1 Расчет показателей экономической эффективности проекта
.2 Расчет единовременных затрат
.3 Затраты на разработку
.4 Расчет затрат на разработку программного обеспечения
.5 Затраты на изготовление, внедрение и отладку системы
.6 Выводы по разделу
. Безопасность и экологичность проекта
.1 Обеспечение безопасности работающих
.1.1 Характеристика условий труда
.1.2 Шум и вибрации на производстве
.1.3 Расчет искусственного освещения
.1.4 Микроклиматические условия производственной среды
.1.5 Средства индивидуальной защиты
.1.6 Электробезопасность
.2 Оценка экологичности проекта
.3 Чрезвычайные ситуации
.3.1 Оценка взрывобезопасности
.3.2 Пожаробезопасность
.4 Выводы
Заключение
Список использованных источников
Приложения
Список используемых сокращений
УПСВ - установка предварительного сброса воды.
НГК - нефтегазовый комплекс.
АСУ - автоматизированная система управления.
ТП - технологический процесс.
ДНС - дожимная насосная станция.
ГЖС - газожидкостная смесь.
НЧДД - накопленный чистый дисконтированный доход.
ВНД - внутренняя норма доходности.
НГС - нефтегазосепаратор.
Введение
В течение многих лет нефтегазовый комплекс (НГК) является основой энергоснабжения страны и одним из ее важнейших народнохозяйственных комплексов. Для обеспечения основных экономических целей развития НГК необходимо наличие эффективных, конкурентоспособных нефтегазовых компаний. Продукция НГК должна быть конкурентоспособной на внутреннем и внешнем товарных рынках. Важным фактором, обеспечивающим конкурентоспособность предприятия, является эффективность производства. В этой связи, как за рубежом, так и у нас понимают необходимость использования современных технологий на различных уровнях управления предприятием. Необходимость быть конкурентоспособным производителем ставит на передний план вопрос автоматизации технологических процессов и использования на предприятиях современных информационных технологий для более высокого уровня управления производственным процессом. Эффективное управление позволит повысить качество продукции, уменьшить общие затраты.
Автоматизация технологических процессов является неотъемлемой частью корпоративной информационной системы нефтегазового предприятия.
В настоящее время многие промышленные предприятия в нашей стране находятся в стадии модернизации существующих автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Таким образом, перед руководителями служб, отвечающих за автоматизацию производства, встает проблема построения АСУ ТП на базе новых программно-аппаратных средств. Проблема сложная и ответственная, поскольку цена ошибки очень высока, и чревата она потерей не только денег, но и времени, что в рыночных условиях совершенно недопустимо. Особенно тяжелые последствия возникают, когда выясняется, что выбранные элементы системы не стыкуются между собой, не удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям и нет никаких средств и возможностей для исправления создавшейся ситуации.
Понимание этого факта заставляет как потребителей, так и производителей средств для АСУ ТП ориентироваться на архитектуру, использующую стандартные компоненты, и обладающую такими свойствами, как модульность и масштабируемость. Названные характеристики можно объединить одним термином - открытость [1].
Построение АСУ ТП на основе концепции открытых систем требует системной интеграции, подразумевающей, что аппаратно-программные средства различных фирм-производителей совместимы снизу доверху и комплексную проверку всей системы обеспечивает на своем стенде фирма-интегратор, которая по спецификации заказчика подбирает все необходимое оборудование и программное обеспечение. При таком подходе значительно уменьшается общая стоимость системы в результате применения более дешевого оборудования (при функциональных аналогичных характеристиках), частичной и поэтапной замены имеющихся на предприятии аппаратно-программных средств или даже сохранения на некоторых участках старого оборудования.
1. Описание технологического процесса
.1 Характеристика объекта
УПСВ на ДНС-3 предназначена для предварительного сброса пластовой воды из водогазонефтяной эмульсии, поступающей после 1 ступени сепарации ДНС-3.
На УПСВ осуществляется предварительный сброс пластовой воды нефти ДНС-3, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов месторождения системы ППД, учет перекачиваемой пластовой воды.
Описание потока нефти
Обводненная нефть замерных установок кустовых площадок с давлением 0,9 МПа и температурой 23 град. С поступает на крановый узел через задвижки №323, 234, 325, 326, 332, 320, 321 на первую ступень сепарации С - 1/1.2, 3, 4, 5, 6, 7. С первой ступени сепарации поток газа с остаточным содержанием жидкости в газосепараторах Г 3 и 5. Регулировка уровня жидкости в сепараторах С - 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 производится с помощью регулирующего клапана поддерживающий уровень жидкости в сепараторах до половины аппарата.
. Описание потоков пластовой воды и схема очистных сооружений
После дегазации нефть поступает на установку предварительного сброса пластовой воды УПСВ. Нефть поступает на «Хитер - Тритер 1, 2, 3» и отстойники О - 4, 5 где происходит нагрев жидкости от 23 до 50 град. С.
После УПСВ нефть поступает на вторую ступень сепарации С - 2/1, 2, 3, 5, 6. После сепарации нефть с давлением Р = 0,2 - 0,25 МПа и температурой 40 град. С поступает на насосы нефти Н - 1/1, 2, 3 после выхода с насосов нефть проходит через узел учета нефти и далее на ЦППН.
Регулировка уровня жидкости со второй ступени сепарации осуществляется с помощью регулирующего клапана установленного на выходе газа со второй ступени на факел.
Уловленная нефть с высоты Н 7 - 7,5 м поступает самотеком в РВС 1, 2 (аварийные) либо на насосы Н 2/1, 2 подрезки или ЕП 12/2. Далее нефть поступает на вход первой ступени сепарации.
. Отвод газа
Газ выделяемый после первой ступени сепарации С - 1 / 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает в сепараторы - каплеуловители Г 3, 4 (2.6), 5. В качестве газосепараторов - каплеуловителей применены горизонтальные аппараты, имеющие двухсторонний ввод, объемом 80 м3 и внутренним устройством по типу каплеуловителей ГС 4 конструкции СибНИИНП и ГТНГ.
В газосепараторе - каплеуловителе не допускается накопление жидкости. Жидкость из этих аппаратов должна свободно перетекать в линию нефти после сепараторов с первой ступени С 1/1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.
Давление в аппаратах поддерживается с помощью регуляторов давления после себя. После газосепараторов - каплеуловителей Г 3, 4, 5 газ давлением 0,7 - 0,5 МПа подается в газопровод внешнего транспорта. Учет газа осуществляется с помощью трех диафрагм установленных в БУГ(блок учета газа).
Газ из сепараторов - буферов при давлении 0,56 МПа подается в газопровод. В случае невозможности подачи газа в газопровод внешнего транспорта газа сбрасывается на факел при помощи открытия задвижки №13.
Газ со второй ступени сепарации сбрасывается через клапанную сборку на факел Ф 1, 2.
. Опорожнение аппаратов, откачка жидкости из конденсатосборников
Для опорожнения аппаратов используются дренажные трубопроводы, которые все соединены с подземной аварийной емкостью объемом 40 м3 Е 8, 9, 10, 11, 12/1, 12/2.
1.2 Технологическая схема УПСВ
Подача сырой нефти на установку предварительного сброса воды осуществляется по следующей схеме.
Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-2 после сепараторов С-1/2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает на УПСВ.
Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах O-1, 2, 3, производства фирмы СИВАЛС (США) и отстойники О - 4,5.
Нефтяная эмульсия поступает в аппараты 0 -1, 2, 3, через открытые задвижки №50, 51, 52, и О - 4, 5, 6 задвижки №37, 36.
Поступающие нефть, вода, эмульсия и попутный газ входят в установку через входной штуцер, расположенный наверху емкости.
Жидкая фаза попадает во входной отсек установки, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Выделившейся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе коагулируется и сливается с жидкой фазой внизу емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа в установке, и выводиться с установки.
Жидкость из входного патрубка попадает на входной зонт-распределитель потока аппарата, по которому стекает с выделением свободной воды, собираемой в нижней части емкости под жаровыми трубами в зоне сброса воды.
Температура в жаровых трубах и топке поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.
Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляции капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.
Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалесцирующие фильтры (коалесцеры).
Коалесцирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных пластин, расположенных друг над другом.
В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалесцера. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти. Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул. Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода, под действием силы тяжести, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию, откуда через патрубок, через регулирующий клапан выводиться из аппарата.
Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты поступает в сепараторы-буферы С-2/1, 2, 3, 5, 6 и далее насосами ДНС-3 откачивается на ЦППН.
Газ выделившийся в трехфазных аппаратах 0-1, 2, 3 начинает использоваться на топливо, остаточное количество газа направляется на факел.
Вода, выделившаяся из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалесцере, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Затем вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два патрубка сброса пластовой воды.
Далее неочищенная пластовая вода поступает на очистные сооружения, где подготавливается для использования в системе ППД.
В жидкость, поступающую на ДНС-3, подается разбавленный деэмульгатор. Для приготовления раствора деэмульгатора в блок БР-25 подается предварительно обезвоженная нефть с выкида насоса Н -1/1,2,3 через открытую задвижку, раствор деэмульгатора вводиться в нефтесборные трубопроводы через открытые задвижки.
Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева.
Газ для топки отбирается либо из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС-3 через задвижку 122, при этом клапан HV4, который находится у скрубберной емкости в блоке управления, должен быть открыт.
Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемерной колонкой и дренажным клапаном для периодического слива собирающейся жидкости.
Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки топок осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, контрольные клапаны ТС1 управляются регуляторами температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.
Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор газа PR1, который снижает давление до 0,11 МПа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручной отсекающий клапан HV1, который осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.
2. Постановка задачи
.1 Характеристика комплекса задач
Автоматизированная система управления предварительным сбросом воды создается с целью комплексной автоматизации технологических объектов, входящих в состав узла предварительного сброса воды и получения плановых объемов товарной продукции при минимальных эксплуатационных затратах.
2.2 Функции АСУ ТП
Система автоматизации осуществляет следующие функции:
а)сепараторы первой ступени:
)автоматическое регулирование уровня раздела фаз газ-водонефтяная эмульсия;
)дистанционный контроль давления и уровня;
)сигнализацию предельных значений уровня;
)местный контроль давления в сепараторе.
б) газосепаратор:
)регулирование давления, дистанционный и местный его контроль;
)сигнализация верхнего предела уровня жидкости;
)сигнализация верхнего значения давления на выкидной линии газа;
)регистрация давления;
в) отстойники:
)регулирование уровня раздела фаз нефть-вода,нефть-газ;
)дистанционный контроль расхода сбрасываемой пластовой воды;
)сигнализацию предельных значений уровня;
)местный контроль давления и расхода нефти;
г) сепараторы второй ступени;
)регулирование уровня жидкости в сепараторах;
)регулирование давления сепарации;
)дистанционный и местный контроль давления сепарации;
)сигнализация предельных уровней жидкости в сепараторах.
д) насосная площадка:
)перегреве подшипников насосов или электродвигателей;
)при повышении или понижении давления на выкиде насосов;
)при повышении утечек через сальники насосов.
)включение вентиляторов при взрывоопасных концентрациях (1 и 2 точки);
)отключение насоса при превышении взрывоопасной концентрации (2 точки);
)местное и дистанционное управление насосными агрегатами;
)включение звуковой и световой сигнализации при пожаре.
е) узел учета нефти:
)местный контроль температуры, давления;
)дистанционный контроль влагосодержания нефти;
)дистанционный контроль расхода нефти.
)Дополнительное оборудование.
-дистанционный контроль и регистрация расхода газа на ГПЗ;
-технологические защиты насосов откачки остаточной жидкости из конденсатосборников по температуре подшипников, уровню утечек, занижению давления на выкиде насосов;
-аналогичные защиты насосов блока реагентного хозяйства;
-включение вентиляторов при возникновении взрывоопасных концентраций (нижний и верхний пределы) в БРХ;
-отключение насосов при превышении взрывоопасной концентрации в боксе БРХ;
-включение звуковой и световой сигнализации при пожаре с включением пеногенераторной для тушения;
-местный контроль расхода реагента;
-местный контроль температуры и давления в аварийном резервуаре;
-сигнализация предельных значений уровня в резервуаре;
-обеспечивается отбор пробы нефти для её лабораторного анализа
3. Разработка системы автоматизации УПСВ
.1 Объем автоматизации
Проектом предусмотрен следующий объём автоматизации:
а) НГС-1,2 (Нефтегазовые Сепараторы):
) дистанционное управление задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
) дистанционное измерение и передача уровня нефти;
) дистанционное измерение и передача давления;
) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;
) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);
б) ОН-1,2 (Отстойники Нефти):
) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
) дистанционное измерение и передача уровня раздела фаз;
) дистанционное измерение и передача давления;
) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;
) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);
в) ОВ-1,2 (Отстойники Воды):
) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа воды, сигнализация положения задвижек;
) дистанционное измерение и передача уровня воды;
) дистанционное измерение и передача давления;
) сигнализация превышения максимального аварийного уровня;
) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода воды, сигнализация положения клапана;
) автоматический сброс жидкости при превышении уровня (закрытие задвижки на линии входа воды и открытие на 100% клапана на линии выхода воды);
г) БЕН (Буферная Ёмкость Нефти):
) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линии входа нефти, сигнализация положения задвижек;
) дистанционное измерение и передача уровня нефти;
) дистанционное измерение и передача давления;
) сигнализация превышения максимального аварийного уровня нефти;
) регулирование уровня нефти регулирующими клапанами на линии выхода нефти, сигнализация положения клапана;
) автоматический сброс жидкости при превышении уровня нефти (закрытие задвижки на линии входа нефти и открытие на 100% клапана на линии выхода нефти);
д) НБ (Насосная внешней перекачки нефти):
) дистанционное управление электрифицированными задвижками на линиях входа нефти и на линиях выкида нефти, сигнализация положения задвижек;
) дистанционное измерение и передача температуры подшипников насосов и электродвигателей;
) дистанционное измерение и передача давления на входе и выкиде насосов;
) сигнализация состояния насосов;
) дистанционное управление насосами.
3.2 Структура системы автоматизации
Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из трех уровней:
-нижний уровень;
-средний уровень;
-верхний уровень.
Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал.
Средний уровень включает в себя микропроцессорный контроллер, который выполняет следующие функции:
-сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;
-сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;
-управление исполнительными механизмами;
-автоматическое регулирование технологических параметров системы;
-выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;
-обмен данными с верхним уровнем.
В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.
Верхний уровень выполняет следующие функции:
-осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;
-обработка информации и формирование базы данных;
-архивация информации;
-отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;
-отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);
-дистанционное управление технологическим процессом;
-настройка некоторых технологических параметров;
-формирование и печать отчетных документов.
Алгоритм контроля и управления состоит в следующем:
сбор информации с датчиков и объектов автоматизации;
обработка этих данных (проверка на достоверность, масштабирование, сравнение с уставками и т.п.);
генерирование управляющих воздействий на клапаны, входящие в состав контуров ПИД-регулирования (всего 7 контуров);
выдача управляющих воздействии на исполнительные механизмы.
.4 Разработка нижнего уровня системы автоматизации
.4.1 Полевые приборы
К полевым приборам относятся различные датчики, измеряющие технологические параметры системы и преобразуют их в форму, удобную для передачи и дальнейшей обработки в контроллере.
Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ
Датчик для измерения избыточного давления МЕТРАН-100-ДИ (модели 1050,1060) предназначен для преобразования избыточного давления на входе и выходе насосных агрегатов, и давления в технологических аппаратах в стандартный токовый сигнал дистанционной передачи.
Датчик обеспечивает непрерывную самодиагностику:
-возможность простой и удобной настройки параметров двумя кнопками;
-измеряемые среды: жидкость, пар, газ (в т.ч. газообразный кислород).
Технические данные:
-диапазон перенастройки 10:1;
-встроенный фильтр радиопомех;
-микропроцессорная электроника;
-простота конструкции, надежность, малые габариты, невысокая стоимость обеспечивают повышенный спрос потребителей;
-диапазон измеряемых давлений: - минимальный 0-0,06 МПа; - максимальный 0-100 МПа;
-выходной сигнал 4-20, 0-5, 0-20 мА;
-температура окружающего воздуха: -40...70°С;
-исполнения: - обыкновенное; - кислородное; - взрывозащищенное (ExiallCTSX, ExibllCTSX, 1 ExdsllBT4/H2X);
-степень защиты от воздействия пыли и воды: - IP55, - IP65 - для датчиков МП.
Сигнализатор уровня
Сигнализаторы предельного уровня жидких сред реализуются на применением различных физических принципов таких, как гидростатический, ультразвуковой, поплавковый (буйковый) и направленное электромагнитное излучение.
Рассмотрим следующие приборы измерения и сигнализации уровня: сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4, реле уровня РУ-305, LIQUIPHANT.
Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-4 предназначен для контроля положения уровня различных жидких продуктов в двух точках. Прибор состоит из одного или двух датчиков положения уровня ДПУ5 и двухканального вторичного преобразователя ПВС3.
Датчики ДПУ5, входящие в состав сигнализатора, обладают следующими преимуществами:
-работоспособность на широком спектре продуктов, включая продукты низкой плотности (сжиженные газы), сильнопенящиеся и кипящие жидкости;
-надежная работа прибора в условиях сильных обледенений контролируемого аппарата и на высокоадгезионных жидкостях;
-возможность установки через патрубки малого диаметра 25 мм.
Определение положения уровня жидкости основано на различии способности пропускать ультразвуковые колебания жидкостями и газами.
Принцип работы датчика основан на измерении интервала времени между выдачей возбуждающего импульса на пьезоэлемент возбуждения (ПВ) и регистрацией полученного отклика от пьезоэлемента чувствительного (ПЧ), которые разделены рабочим зазором.
При помещении узла приемо-передающего УПП в жидкость, которая характеризуется хорошим пропусканием и высокой скоростью распространения ультразвуковых колебаний, время распространения волны от ПВ до ПЧ будет достаточно малым.
При нахождении УПП в газовой среде, учитывая, что поглощающая способность газовой среды в ультразвуковом диапазоне велика, а скорость распространения ультразвука в газе мала, ПЧ регистрирует ультразвуковые колебания от ПВ, прошедшие через металлические элементы конструкции штанги датчика. Время распространения ультразвуковых колебаний от ПВ до ПЧ в этом случае значительно больше времени распространения через рабочий зазор, залитый жидкостью.
При нахождении УПП в газе микроконтроллер датчика модулирует цепь питания датчика сигналом частотой 125 Гц.
Когда уровень жидкости оказывается выше УПП, частота модуляции цепи питания датчика уменьшается до 15 Гц.
Номинальный вынос чувствительной зоны датчика - от 0,25 до 4,0 м определяется длиной штанги, соединяющей УПП с корпусом первичного преобразователя (ПП).
Масса датчика не более 3,6 кг. Масса ПВС3 не более 2,5 кг.
Технические параметры и характеристики:
-абсолютная погрешность определения уровня не более ±10 мм;
-время срабатывания прибора составляет не более 5 с;
-время установления рабочего режима не более 15 с;
-питание прибора осуществляется от сети переменного тока напряжением от 180 до 242 В, частотой (50±1) Гц.
Вторичный преобразователь ПВС3 включает в свой состав электронную плату, которая обеспечивает искробезопасное питание, обработку сигналов, индикацию состояния датчиков и сигнализацию.
Плата содержит:
-блок питания БП3;
-источник питания датчиков (ИПД);
-схему обработки сигналов датчиков и управления сигнализацией и ключами, построенную на микроконтроллере PIC16F873;
-светодиодные индикаторы, сигнализирующие о включении прибора в сеть и положении уровней жидкости;
-четыре оптоэлектронных ключа (по два на канал измерений).
Нормальное функционирование прибора обеспечивается при длине соединительного кабеля между датчиком и ПВС3 не более 1,5 км.
Средняя наработка на отказ прибора с учетом технического обслуживания не менее 50000 ч [4].
Реле уровня РУ-305 предназначено для контроля уровня жидких сред и выдачи электрического сигнала при достижении уровнем контролируемой жидкости заданного значения.
Реле не может быть использовано для работы с жидкостями, кристаллизирующимися, загустевающими и выпадающими в осадок в условиях эксплуатации.
Принцип действия реле основан на перемещении поплавка и связанного с ним магнита вместе с изменяющимся уровнем. При достижении заданного уровня происходит переброс второго магнита, размещенного в корпусе, и срабатывание герконов (замыкание контактов у одного и размыкание у второго).
Одним из недостатков данного сигнализатора является замерзание механических частей, а так же не возможность оперативного изменения уставок (заданы конструктивно) [7].предназначен для определения верхнего или нижнего предельного уровня всех типов жидкостей.- это устройство с резонатором камертонного типа (из-за формы его часто называют колебательной вилкой), в котором пьезоэлектрическим способом возбуждаются сильные механические колебания в диапазоне резонансных частот. Благодаря высоким механическим качествам вибрирующей системы достаточна весьма малая мощность возбуждения.