4. Техника чтения функциональных схем автоматизации: условные обозначения средств автоматизации. Пример автоматизации технологических процессов на базе локальных средств.

Функциональные схемы выполняются двумя способами построения условных обозначений: упрощенные(построения условных обозначений на функциональных схемах не показываются первичные измерительные преобразователи и вспомогательная аппаратура);развернутые(каждый блок или прибор, входящий в единый комплект, на функциональной схеме показываются отдельным обозначением).

Всем приборам и средствам автоматизации, изображенным на функциональной схеме присваиваются отдельные обозначения, сохраняющиеся во всех документах проекта.

Буквенные обозначения присваиваются каждому элементу в порядке алфавита, в зависимости от последовательности прохождения сигналов.

в нижней части условного графического обозначения (окружности)

Прибор(датчик преобразователь), устанавливаемый по месту:

Прибор, устанавливаемый на щите,пульте:

1-измеряемый пар-р,

2 – дополнительное обозначение, 3 – функциональный признак прибора.Для обозначения измеряемых величин и буквенно-графических обозначений

приборов приняты прописные буквы латинского алфавита: А – сигнализация, В,N– резерв, С – регулирование и управление,D– измерение плотности, перепад, Е – эл-ая величина, первичный преобразователь, датчик,F– расход, доля,G– размер, перемещение,H– кнопка управления, верхний предел,I– индикация,K– время, станция управления, выбор вида управления автомат/ручное,L– уровень, нижний предел,M– влажность,P– давление,Q– качество, состав, концентрация; суммирование по времени, регистрация,R– радиоактивность,S– скорость, частота, вибрация; противоаварийная защита(вкл/выкл),Т – температура; дистанционная передача,U– несколько разнородных измеряемых величин,V– вязкость,W– масса,Y– преобразования, функция.

Функциональные признаки всегда записываются в строгой последовательности IRCSA.

Расположение буквенных обозначений наносится слева направо.

Условные обозначения приборов и средств автоматизации должны состоять из буквенного и графического обозначений

Пример: Автоматическая откачка по уровню

5.Автоматизация нефтяных скважин с шгн, эцн. Автоматизация групповых измерительных установок.

(ЭЦН):изм-ие дебита по жид-ти, отк-ие и вкл-ие насоса, изм-ие дав-ия в выкидной линии, защита установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения дав-ия в выкидной линии, сигнализация понижения дав-ия на приему насоса и повышения темп-ры элеткродвигателя, защита установки ЭЦН от понижения дав-ия на приеме насоса и повыш-ия темп-ры электродвигателя, контроль и защита по нагрузке и напряжения на зажимах трансформатора, контроль сопрот-ия изоляции, сигнализация предельного знач-ий тока.(ШГН): изм-ие дебита по жид-ти, отк-ие и вкл-ие насоса, изм-ие дав-ия в выкидной линии, защита установки и выкидной линии от недопустимого повышения и понижения дав-ия в выкидной линии, периодич-ая откачка жид-ти малодебитной скважины по местной программе, контроль динамич-го уровня.

В состав автоматики входят: 1.Контроллер и радиомодем, 2.Стационарный динамограф, 3. Стацион-ый эхолот, 4. Устр-во для снятия вттметрограмм, 5. СКЖ, 6. Датчик дав-ия,7. Датчик потока, 8. Датчик контроля доступа. Сис-ма автоматиз-го контроля позволяет производить анализ и оператив-ый контроль за работой скв-ны, инф-ия с которой по радиоканалу поступает на ДП в виде данных с датчиков динамографа, тока, СКЖ а также идет постоянный контроль за динамическим уровнем, за трубным и буферным дав-ем, датчик потока позволяет контролировать движение потока жид-ти на устье скв-ны.

ГЗУ имеет след-ие функц-ые узлы:

1. Блок переключения (ПСМ-переключатель скважинный многоходовой), кот. по зад-ой программе подкл-ет каждую скв-ну к измерит-му блоку.

2. Измер-ый блок, состоит из сепаратора и измерит-го устр-ва.

3. Блок автоматики и упр-ия, осущес-ий упр-ие перекл-ем скв-н на изм-ие и учет работы измерит-го устр-ва, автом-ая защита ГЗУ при авар-ых режимах (БМА).

АГЗУ предназначена для измер-ия производ-ти (дебита) каждой в отдельн-ти из подключенных к ней группы нефт-х скважин. Программа изм-ия дебита скв-ин задается через заданные пром-ки времени, реле вкл-ет гидропривод и скв-на подкл-ся к измерит-лю. Дебит изм-ют путем кратковр-го пропуска жидкости, кот. накаплив-ся в нижней части емкости сепаратора. Накопление жид-ти в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня Нмах и выпуска до нижнего уровня Нмин осущ-ся при помощи поплавкового регулятор. Всплывание поплавка регулятора до Нмах приводит к закрытию газовой линии. Вследствие чего дав-ие в сепараторе повыш-ся и жид-ть продавлив-ся из сепаратора через турбинный счетчик. При достижении поплавком Нмин откр-ся клапан, дав-ие выравн-ся и продавка жид-ти прекращ-ся. Время накопления жид-ти и число имп-х пропусков зав-ит от дебита скв-ны. Дебит каждой скв-ны опр-ют регистр-ей объемов жид-ти, прошедшей через счетчик на индивид-ом счетчике имп-ов в БМА.

Измеряемые и контр-ые параметры, выполняемые фун-ции: изм-ие дебита скв-ны, изм-ие обводненности нефти, изм-ие дав-ия в вых-ом коллекторе, сигнализ-ция пред-х отклон-ий дав-ия на выходе, упр-ие ПСМ, код ПСМ, контроль темп-ры, упр-ие нагревателями блоков АГЗУ (5 град), упр-ие вентиляторами технол-го блока, контроль загазов-ти в технол-ом помещении, сигнализация несанкционир-го доступа или открытия дверей в помещении технол-го блока