НИР

СОДЕРЖАНИЕ
Введение..............................................................................................................
3
1. Описание технологического процесса.........................................................
6
2. Автоматизация технологического процесса установки подготовки
нефти....................................................................................................................
8
2.1 Описание системы автоматизации.........................................................
9
2.2 Технические средства автоматизации.................................................... 10
3 Схема и описание применения противопожарных средств.................
23
Заключение.........................................................................................................
25
Список использованных источников...............................................................
26
Введение
Нефтедобывающее
комплекс
предприятие
технологических
представляет
объектов,
собой
сложный
осуществляющих
добычу,
транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку
нефти и газа.
Отличительными
особенностями
нефтедобывающего предприятия
являются:
-
большая
рассредоточенность
объектов
на
площадях,
достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров;
-
непрерывность технологических процессов;
-
однотипность
технологических
процессов
на
объектах
(скважины, групповые установки, сепараторы и т.д.);
-
связь всех технологических объектов через единый пласт, на
который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины,
через поток продукции (нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ,
вода);
-
непостоянство объема добычи нефти на месторождении.
Некоторые из отмеченных особенностей способствуют ускорению
развития
автоматизации
нефтедобывающих
предприятий.
Так,
непрерывность и однотипность технологических процессов, связь их через
единый продукт и энергетические потоки позволяют решать задачи
автоматического управления, используя существующие методы теории
автоматического управления.
Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях
приводит к необходимости и экономической целесообразности разработки и
внедрения
телемеханических
систем
и
организационных
структур
дистанционного контроля и управления технологическими объектами и
процессами.
3
В соответствии с календарным планом, я проходила производственную
практику в период с 8 февраля по 9 марта 2021 года в Тюменском проектном
и научно-исследовательском институте нефтяной и газовой промышленности
им. В.И.Муравленко – ПАО "Гипротюменнефтегаз".
Руководитель практики от кафедры – Овчинникова Валентина
Андреевна, доцент кафедры Кибернетических систем.
Цель
прохождения
практики:
Данная
практика
имеет
целью
углубления у обучающихся знаний по вопросам техники, технологии,
технологических измерений, автоматизации технологических процессов
решения
задач,
поучение
профессиональных
умений
и
опыта
профессиональной деятельности.
Задачами практики является закрепление теоретических знаний,
полученных
студентами
в
процессе
обучения,
глубокое
изучение
технологических процессов, приобретение практических навыков и знаний в
работе по специальности, проводить поиск технических решений научных
проблем в области автоматизации технологических процессов.
В процессе прохождения производственной практики (НИР) была
изучена работа технологических объектов добычи и подготовки нефти и газа,
их транспорта, а также закреплены теоретические знания, полученные в
процессе обучения, изучены технологические процессы, приобретены
практические навыки и знания в работе по специальности.
4
1. Описание технологического процесса
Установки подготовки нефти УПН предназначены для
предварительного разделения добываемой продукции нефтяных скважин на
нефть, газ и пластовую воду с последующей очисткой, замером, откачкой
продукции по трубопроводу, а также для окончательной подготовки нефти
до товарного качества. Установки УПН могут эксплуатироваться в районах
со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.
Для подогрева сырой нефти до температуры 25-350С, необходимой для
эффективного осуществления процесса предварительного обезвоживания
нефти, на узле переключения газожидкостная эмульсия смешивается с
теплоносителем, в качестве которого используется нагретая до 50-600С
частично обезвоженная нефть (содержание воды 10-25%).
Сырая нефть с давлением 1,47 МПа и температурой 33…45° С
поступает во входной сепаратор СВ. Сепаратор СВ предназначен для
предварительной
сепарации
нефти
от
газа
м
представляет
собой
горизонтальный аппарат диаметром 1200 мм, с отбойником грубого
разделения нефтегазового потока, вертикальной перегородкой из просечновытяжных листов для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата,
струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода
продуктов разделения.
После входного сепаратора СВ газожидкостная смесь с температурой
33…45° С поступает в сепаратор первой ступени С1.1, где производится
сепарация ее от газа и предварительное отделение пластовой воды.
Нефтегазовый сепаратор со сбросом воды С1.1 предназначен для
разделения продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду.
Сепаратор С1.1 представляет собой горизонтальный аппарат диаметром 2000
мм, снабженный технологическими штуцерами, перегородками из просечновытяжных листов, секций Л-образных пластин, переливной перегородкой,
струнным каплеотбойником для очистки газа.
5
Нефть от С1.1 направляется в сепаратор второй ступени С2.1 через
регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий
уровень нефти в С1.1 не ниже рабочего.
Нефтяной газ, выделившийся при сепарации в СВ и С1.1, поступает в
газосепаратор СГ, где производится его очистка от капельной жидкости.
Давление в аппаратах СВ, С 1.1 и СГ поддерживается автоматически на
уровне 1,47 МПа регулирующим клапаном, установленным в обвязке СГ по
газу.
В
сепараторе
второй
ступени
С2.1
нефть
освобождается
от
растворенного газа и от остаточной пластовой воды при давлении 0,49 МПа и
температуре 33.. .44 °С.
Нефть от С2.1 направляется на установку сепарации СЗ через
регулирующий клапан уровня жидкости, автоматически поддерживающий
уровень нефти в С2.1 не ниже рабочего.
Пластовая
электрозадвижку
вода,
выделившаяся
направляется
на
в
сепараторе
сантехнические
С2.1,
через
сооружения
с
последующим сжиганием на ГФУ.
Нефтяной газ от С2.1 замеряется и с давлением 0,49 МПа также
подается на УПГ, где направляется в отдельный сепаратор газа С4 для
очистки от капельной жидкости[1].
Конструктивно сепараторы СВ и СГ располагаются выше сепаратора С
1.1, что обеспечивает самотечный слив жидкости от них в С1.1.
Схема установки подготовки нефти УПН показана на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 Схема УПН
6
2 Автоматизация технологического процесса установки подготовки
нефти
Автоматизированная
система
управления
технологическими
процессами (АСУ ТП) УПН предназначена для оперативного контроля за
технологическими параметрами процесса подготовки нефти перед подачей ее
в магистральный нефтепровод.
АСУ ТП выполняет следующие функции:
Визуализация:
1) измерение и отображение в цифровой форме технологических
параметров (в виде отдельных величин или в виде группы взаимосвязанных
величин) по вызову оператора;
2) вывод основных параметров и состояния оборудования на
мнемосхемы;
3) обнаружение
и
оперативное
отображение
отклонений
технологических параметров за установленные пределы;
4) реализация диалога с оператором-технологом.
Регистрация:
1) формирование
графиков
тенденции
изменения
основных
технологических параметров;
2) обнаружение,
регистрация
и
сигнализация
отклонений
технологических параметров за установленные пределы;
3) обнаружение и регистрация аварийных ситуаций.
Автоматическое управление:
1) основываясь на полученных данных о технологическом процессе,
осуществляется управление исполнительными механизмами по заданному
алгоритму;
2) регулирование заданных технологических параметров.
Информационные функции включают в себя:
1)
сбор и первичную обработку (аналого-цифровое преобразование,
измерение, масштабирование и др.) информации о технологическом процессе
7
и технологическом оборудовании;
2)
сбор информации о состоянии и работе исполнительных
механизмов,
схем
автоматического
управления,
регулирования
и
технологической защиты;
3)
распознавание предаварийных и аварийных ситуаций;
4)
отображение информации на экране монитора;
5)
регистрацию контролируемых параметров и событий.
2.1 Описание системы автоматизации
Система автоматизации обеспечивает:
Автоматическое регулирование:
1) уровней нефти (воды) в отстойниках О-1, О-2 , сепараторах С-1, С2, БЕ-1, БЕ-2;
2) давление газа на факел и на ГПЗ.
Дистанционный контроль:
1) всех регулируемых параметров;
2) уровня нефти в резервуаре АРВС;
3) температуры до и после печи П-1, резервуаре АРВС, на выходе с
УПН;
4) давление газа на факел и на ГПЗ;
5) влажность нефти;
6) температуры подшипников насосов;
7) перепада давления на фильтре насосов;
8) расхода на очистные сооружения, после отстойников О-1, О-2;
Аварийную сигнализацию:
1) предельные значения регулируемых параметров;
2) всех контролируемых параметров;
8
3) уровня в сепараторах С-1, С-2, отстойниках О-1, О-2, емкости Е-1, ,
в резервуарах , уровня масла утечек с насосов;
4) загазованности в насосной;
5) давление на входе и выходе насосов.
Технологические защиты:
1) автоматический останов насосов при превышении (понижении)
заданных предельных значений давления на приеме (выкиде) насосов;
2) автоматический
останов
насосов
при
высокой
температуре
подшипников;
3) автоматический останов насосов при загазованности в насосной
выше 50% от нижнего предела взрываемости;
4) автоматический останов насосов при низком уровне маслоутечек.
Дискретное управление:
1) управление отсечными клапанами в резервуарах при низком уровне
нефти.
2.2 Технические средства автоматизации
Для автоматизации схемы
УНТС используются современные
технические средства, описание которых приведено ниже:
- для измерения температуры использован термопреобразователь
сопротивления платиновый с унифицированным выходным сигналом
Метран-276(рис.2.1) [2].
9
Рисунок 2.1 Термопреобразователь сопротивления Метран-276
Термопреобразователи
сопротивления
ТСПУ
Метран-276
предназначены для измерения температуры жидких и газообразных
химически неагрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих
материал защитной арматуры.
Таблица 2.1 Технические характеристики ТСПУ Метран-276
Характеристика
Значение
-50...500°С
Диапазон измеряемых температур
-200...500°С
-50...200°С
Материал головки
полиамид стеклонаполненный ПА-66
Степень защиты от воздействия пыли и воды
1Р65 по ГОСТ 14254
Климатическое исполнение
У1.1, ТЗ (по ГОСТ 15150)
Средний срок службы
не менее 5 лет
Гарантийный срок эксплуатации
18 месяцев
Поверка
не реже одного раза в год
- для измерения и непрерывного преобразования в унифицированный
аналоговый токовый сигнал входных величин: избыточного давления,
разрежения, разности давлений, гидростатического давления использованы
датчики давления серии Метран-150. Технические характеристики датчиков
приведены в таблице 2.2.
10
Таблица 2.2 Технические характеристики датчиков
Характеристика
Значение
жидкости, пар, газ, в т.ч. газообразный
Измеряемые среды
кислород
и
кислородосодержащие
газовые смеси, пищевые продукты
минимальный
0-0,025 кПа
максимальный
0-68 МПа
Диапазоны измеряемых давлений
Основная погрешность измерений
до 0,0065%
Диапазон перенастроек пределов измерений
до 100:1
обыкновенное, взрывозащищённое,
Исполнения
для эксплуатации на АЭС
кнопочное со встроенной панели,
Управление параметрами датчика
с помощью компьютера
Встроенный фильтр радиопомех
Внешняя кнопка установки нуля
Непрерывная самодиагностика
Поверка
не реже одного раза в 3 года
- для сигнализации отклонения давления в технологических аппаратах
от заданных пределов использованы сигнализаторы давления ДМ-2005 Сr/Ex
(рис. 2.2) [3].
Рисунок 2.2 Сигнализатор давления ДМ-2002 Cr/Ex
11
Таблица 2.3 Технические характеристики ДМ-2005 Сr/Ex
Характеристика
Значение
Пределы измерений
0-160 МПа
Класс точности
1,5
Форма представления информации
стрелочная индикация
Разрывная
со скользящими контактами
не более 10Вт (20ВА)
с магнитным поджатием контактов
не более 30Вт (50ВА)
мощность
контактов
Контролируемые среды
Питание
различные
напряжение переменного тока
не более 380В
напряжение постоянного тока
не более 380В
сила тока
не более 0,5А
Температура эксплуатации
-50..+60 С
Поверка
1 раз в год
Срок службы
10 лет
- в качестве первичного датчика, входящего в состав контуров
регулирования уровня в технологических аппаратах использован Сапфир-22Ду-Ех-2615(рис.2.3) с токовым сигналом 4-20 мА. Датчик имеет регулятор
изменения нижнего предельного значения измеряемого уровня и настроен на
измерение в диапазоне 0 – 3 м. Уровень воды поддерживается на отметке 2,5
м и при отклонении от заданного значения срабатывает сигнализация.[4]
Рисунок 2.3 Преобразователь измерительный уровня буйковый
Сапфир-22-Ду-Ех-2615
Датчик
состоит
из
измерительного
блока
и
электронного
преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение
12
гидростатической силы, воздействующей на чувствительный элемент – буек.
Это
изменение
через
рычаг
передается
на
тензопреобразователь,
размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в
изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный
преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый
выходной сигнал [4].
Технические характеристики датчика Сапфир-22-ДУ-Ех-2615 указаны
в таблице 2.4.
Таблица 2.4 Технические характеристики датчика Сапфир-22-ДУ-Ех2615
№
п/п
Показатель
Единицы измерения
Значение
1.
Выходной сигнал
мА
4-20
2.
Диапазон измерения прибора
мм
0 1600
3.
Диапазон
изменения
контролируемой жидкости
4.
температуры
0
-50  +120
Пределы допускаемой основной погрешности д
%
от
верхнего
предела измерений
 0,5;  1,0
5.
Рабочее давление
МПа
0-2,5
6.
Потребляемое постоянное напряжение
В
36
7.
Потребляемая мощность
Вт
Не
1,2
8.
Средний срок службы
лет
10
9.
Наработка на отказ
ч
10000
10.
Плотность контролируемой жидкости
кг/м3
400-2000
С
более
- для сигнализации аварийных уровней в сепараторах осуществляется
датчиками УЗС-107(рис.2.4), которые состоят из датчика (одного и двух) и
вторичного преобразователя [5].
13
Рисунок 2.4 Сигнализатор уровня УЗС-107
Сигнализаторы уровня УЗС-107 предназначены для контроля одного
или двух предельных значений уровня жидких сред в различных
технологических
ёмкостях.
Сигнализаторы
обеспечивают
два
вида
сигнализации - наличие (Н) и отсутствии (О) контролируемой среды.
Техническая характеристика сигнализаторов:
1) напряжение питания 220 В, частота 50 Гц;
2) погрешность срабатывания относительно номинального уровня
срабатывания не более ± 2 мм при вертикальной установке и ± 5 мм при
горизонтальной установке датчика;
3) сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего
воздуха.
Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса и электронного
наружный винт заземления.
- для контроля загазованности в топочной применяется сигнализатор
горючих газов приведенный на рисунке 2.5 [6].
14
Рисунок 2.5 Сигнализатор горючих газов СТМ-30
Сигнализатор горючих газов СТМ-30 предназначен для непрерывного
автоматического
контроля
довзрывоопасных
концентраций
многокомпонентных воздушных смесей и паров.
Таблица 2.5 Технические характеристики СТМ-30
Характеристика
Значение
Взрывобезопасное исполнение
+
Световая сигнализация
+
Наличие “сухих” контактов реле
+
Наличие выходного унифицированного сигнала 4-20 мА
+
Питанием
220В
Основная абсолютная погрешность
0.1%
Время срабатывания сигнализации
не более 7 секунд
Время работы без калибровки
не менее 6 месяцев
Температура анализируемой среды
-60 - +50 С
15
- массовый кориолисовый расходомер "ЭМИС-МАСС 260" (рис.2.6)
предназначен для измерения массового и объемного расхода, плотности и
температуры жидкости [7].
Рисунок 2.6 Массовый кориолисовый расходомер "ЭМИС-МАСС 260"
Расходомер состоит из:
-датчика, определяющего расход, плотность и температуру;
-преобразователя, представляющего информацию датчиков в виде
выходных сигналов для взаимодействия с другими системами.
16
Состав изделия:
-расходомерные трубки;
- катушки возбуждения и магнит;
- измерительных катушек с магнитами;
- терморезистора;
- технологического соединения (фланца);
- корпуса
Принцип работы:
При наличии потока возникает эффект Кориолиса. Синусоидальные
колебания катушек различаются по фазе, поскольку сигнал катушки на
выходном участке трубок запаздывает относительно сигнала катушки на
входном участке на величину ∆Т. Время запаздывания ∆Т измеряется в
микросекундах и всегда пропорционально массовому расходу[7].
Таблица 2.6 Технические характеристики ЭМ 260
Характеристика
Диаметр условного прохода, мм
Погрешность измерения расхода, %
Погрешность измерения плотности, г/см 3
Избыточное давление измеряемой среды, МПа
Погрешность измерения температуры, °С
Температура измеряемой среды, º С
Температура окружающей среды, º С
Выходные сигналы
Межповерочный интервал
Срок службы
17
Значение
10; 15; 25; 40; 50; 80; 100;
150; 200
0,15; 0,25; 0,5
± 0,001
до 6,4 или до 15 ( спец. заказ)
±1
-50 -…+ 350
-40 …+55, -50….+70 (спец.
Заказ)
Импульсный, токовый 4-20
мА, Цифровой RS-485 (2
карты регистров)
4 года
Не менее 12 лет
- для измерения влажности товарной нефти в автоматическом режиме
использован влагомер товарной нефти «УДВН-1П»(рис.2.7). Влагомер
используется в составе блока контроля качества нефти, а также для контроля
влажности нефти в процессе ее подготовки [8].
Рисунок 2.7 Влагомер товарной нефти УДВН-1П
Измеряемая среда - товарная нефть, сдаваемая нефтегазодобывающим
предприятиям,
транспортируемая
потребителям
и
поставляемая
нефтеперерабатывающим предприятиям организациями нефтепроводного
транспорта.
Влагомер состоит из первичного измерительного СВЧ преобразователя
и блока электронного.
Принцип действия влагомера основан на поглощении микроволнового
излучения водонефтяной эмульсией.
Блок электронный осуществляет подачу искробезопасных питающих
напряжений и токов на первичный преобразователь, а также обработку
поступающих с преобразователя сигналов в сигнал, пропорциональный
содержанию нефти. Значение влажности высвечивается в цифровом виде на
жидкокристаллическом индикаторе и преобразуется в выходной сигнал 4-20
мА.
Первичный преобразователь состоит из СВЧ переключателя и платы
управления и выдает аналоговые сигналы пропорциональные СВЧ мощности
в опорном и измерительных каналах. Величина сигнала в измерительном
18
канале зависит от влагосодержания нефти.
Технические характеристики:
1) диапазон измерения влажности нефти, объемная доля 0-2 %
2) пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности,
объемная доля, не более 0,05 %
3) температура нефти на каждые 10С от номинальной температуры
20С не должно превышать объемной доли воды 0,02%
4) дополнительная погрешность влагомера при изменении плотности
нефти на каждые 50 кг/м не должно превышать объемной доли воды 0,01%
5) изоляция электрических цепей влагомера должна выдерживать в
течение 1 мин. при температуре окружающего воздуха 25С и
относительной влажности до 80 % воздействие испытательного напряжения
частотой 50 Гц не менее 1500 В
6) напряжение электропитания 220 В
7) сопротивление изоляции, не менее 20 МОм
8) потребляемая мощность, не более 20 ВА
9) температура окружающей среды +5...+40С
10) температура измеряемой среды +5...+50С
• влагомер устойчив к вибрации при эксплуатации, частотой до 25 Гц с
амплитудой, не более 0,1 мм
12) диапазон плотности измеряемой среды 750...890 кг/м3
•давление измеряемой среды в контролируемом трубопроводе, не более
2,5 МПа.
-
для
отбора
пробы
использован
пробоотборник
«ПРОБА-
1М»(рис.2.8).Эксплуатационное назначение пробоотборника - оперативный
контроль
качества
товарной
нефти.
Функциональное
назначение
пробоотборника - дистанционный и дозированный отбор пробы из контура
отбора (зонда) и перевод ее в накопитель (баллон). Область применения
19
пробоотборника - трубопроводы товарной нефти. Пробоотборник имеет
взрывобезопасный
уровень
оболочка»
применяться
может
с
видом
во
защиты
«взрывонепроницаемая
взрывоопасных
зонах.
Оболочка
пробоотборника обеспечивает степень защиты от пыли и влаги[9].
Рисунок 2.8 Пробоотборник ПРОБА-1М
Автоматический пробоотборник «ПРОБА 1 - М» позволяет по
определенной программе через каждые 2 часа отбирать пробу и определять
состав подготовленной для дальнейшей транспортировки нефти [9].
Технические характеристики:
1) Характеристики отбираемых продуктов:
- температура от +2С до+б5С ;
- давление в трубопроводе до б,3МПа ;
- плотность 750 - 990 кг/м3 ;
- объемная доля воды до 2,0 % ;
- содержание солей до 5000 мг/л ;
20
- массовая доля механических примесей до 0,05 % ;
- массовая доля сернистых соединений до 3,5 % ;
- массовая доля содержания парафина до 70 % ;
- максимальная упругость паров от 29кПа при температуре 10С до 67
кПа при температуре +40 С .
2) Объем отбираемой пробы пробоотборникам за один цикл от 1 до 20
см (устанавливается потребителем).
3) Минимальное давление в трубопроводе, при котором пробоотборник
может отбирать пробы -0,01 МПа.
4) Параметры электрического питания пробоотборника:
-род тока постоянный :
-напряжение 140 - 220В ;
-длительность импульса питания (5 +0,5 )с с интервалом между
импульсами не менее 20c.
5) Потребляемая мощность не более 460 ВА.
- для питания датчиков использованы блоки питания БПД-40-2kЕх(рис.2.10) концерна МЕТРАН (г. Челябинск). Блок БПД-40-2k-Ех
осуществляет функциональные преобразования выходного сигнала датчика в
выходные сигналы блока по двум каналам: пропорциональный канал - с
линейной
зависимостью
между
входным
и
выходным
током
(пропорционально измеряемому перепаду давления) и корнеизвлекающий
канал - с линеаризацией зависимости между входным и выходным током
пропорционально измеряемому расходу [10].
21
Рисунок 2.10 Блок питания БПД-40-2к-Ех
Технические характеристики блока питания БПД-40-2k-Ех указаны в
таблице 2.7.
Таблица 2.7-Технические характеристики блока питания БПД-40-2k-Ех
№
п/п
Показатель
1.
Вид взрывозащиты
2.
Напряжение
холостого
искробезопасном входе
3.
Еденицы
измерения
Значение
искробезопасная цепь
уровня ia
хода
на
В
не более 24/36
Входной сигнал
мА
4-20
4.
Выходной сигнал
мА
0-5
4-20
5.
Количество гальванически развязанных
каналов
шт.
2
3 Схема и описание применения противопожарных средств
Для тушения возможных очагов пожара на установке предусмотрено
автоматическое пенопотушение следующих объектов:
- сепараторов первой ступени;
- подогревателей;
- станции насосной перекачки;
- блок сепараторов второй ступени;
- блок электродегидраторов;
- буферной ёмкости.
Система автоматического пенотушения рассчитана на единовременное
22
тушение одного очага возгорания наиболее объемного пенопотребителя. Она
осуществляет автоматическое обнаружение очага пожара, подачу пены к
очагу пожара, а также включение пожарной сигнализации.
Кроме
системы
автоматического
пенотушения
на
установке
предусмотрена система водотушения. Подача воды для тушения объектов
возгорания осуществляется по кольцевому водопроводу, проложенному
совместно с пенопроводом.
Для немедленного оповещения обслуживающего персонала о пожаре
на буферной ёмкости в насосной установлены датчики ГСМ-03, сигнал от
которых выведен на световую и звуковую сигнализацию на щит КИП в
операторной ЦПУ и на дисплей; кроме того, у БЕ установлен кнопочный
извещатель ПКИЛ, сигнал от которого тоже поступает в операторную ЦПУ.
Все блоки и помещения оборудованы системой датчиков оповещения, и в
случае возникновения пожара на ЦПУ срабатывает аварийная сигнализация.
На территории УПН предусмотрена кольцевая система дорог,
обеспечивающая возможность подъезда противопожарной техники к любому
объекту.
23
Заключение
По окончанию практической работы были выполнены поставленные
цели и задачи, а также рассмотрены технические средства для автоматизации
УПН с учетом современного состояния развития отрасли, заменяющие
существующие. Для каждого прибора рассматривались принцип работы и
основные характеристики с которыми он выпускается.
24
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Андреев Е.Б., Попадько В.Е. Технические средства систем управления
технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности: Учеб.
пособие. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 272 с.
2.
Сайт:
https://bizorg.su/termopreobrazovateli-r/p17430249-tspu-metran-
276021000-5n10-50-50-420ma-u1-1-gp#google_vignette
3. Сайт: https://www.npo-manometr.ru/products/27/98/
4. Сайт: http://xn--90ahjlpcccjdm.xn--p1ai/catalog/sapfir-22du/
Сайт:
5.
https://rizur.ru/catalog/ultrazvukovye-signalizatory-
teplopribor/signalizatory-urovnya-ultrazvukovye-uzs-107-107i-108-108i-207-207i208-208i-209-209i-210-210i/
6.
Сайт:
https://www.gasdetecto.ru/bezopasnost-rabot/stacionarnye/stm-30-
signalizatory-vzryvoopasnosti-stm-30/
7. Презентация: Группа промышленных компаний "ЭМИС", "Кориолисовые
расходомеры ЭМИС"
8. Сайт: https://neftel.ru/vlagomer-nefti-udvn-1pm
9.
Сайт:
http://www.bozna.ru/produkt-uslugi/sistemy-kontroly-processov-
dobychi/256-avtomaticheskii-probootbornik-proba-1m
10.
Сайт:
http://utc-chel.energoportal.ru/blok-pitaniya-datchikov-bpd-40-2k-
260211.html
25