СКАЧАТЬ:  otchet-saukpn.zip [6,14 Mb] (cкачиваний: 251)

Отчет по производственной практике

Содержание

Введение. 3

Описание технологического процесса. 6

АСУ ТП Северо-Альметьевской УКПН.. 8

Функциональная клавиатура. 10

Мнемосхемы процесса. 11

Работа с трендами, отчетами. 14

Алармы.. 15

Приборы и средства автоматизации. 17

Термопары.. 17

Регулятор уровня буйковый РУБ-1. 19

Датчики давления. 21

Пневматические датчики. 23

Заключение. 25

Введение

Нефть извлекаемая на поверхность из скважин, часто называется «сырой» нефтью, поскольку в ней содержится пластовая вода с растворенными солями, газы органического (от С1 до С4) и неорганического (Н2S, СО2) происхождения, а также механические примеси (песок, глина, известняк и т.д.).

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования.

Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.

Таким образом, технологические установки подготовки нефти, газа и воды – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов. В которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от сероводорода Н2S и двуокиси углерода СО2) нефтяного газа, очистка пластовой сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа, сероводорода, углекислого газа и кислорода.

Обезвоживание и обессоливание добытой на поверхность нефти проводят для: 1) уменьшения транспортных расходов; 2) предотвращения образования стойких эмульсий и 3) снижения коррозионного разрушения промыслового, магистрального и заводского оборудования.

Осушку и очистку нефтяного газа проводят для: 1)предотвращения гидратообразования в газопроводах; снижения коррозионного разрушения газопроводов и оборудования, установленного на газоперерабатывающих заводах.

Очистку и ингибирование пластовой (сточной) воды проводят для: 1) сохранения «чистоты» призабойной зоны или, иными словами, сохранения приемистости нагнетательных скважин; 2) предотвращения образования коррозионных разрушений в напорных трубопроводах и в эксплуатационных колоннах нагнетательных скважин.

Сепарацию проводят для: 1) предотвращения гидроударов при транспортировке по магистральным трубопроводам; 2) получения горючего попутного газа для собственных нужд предприятия.

Т.о. установка подготовки нефти предназначена для улучшения качества товарной нефти, то есть уменьшения содержания воды, солей.

Рассмотрим общую характеристику объекта ЦКППН-1 НГДУ «Альметьевнефть». В состав цеха КППН-1 входят САУКПН, САТП и ТТП.

САУКПН проектной производительностью 3,3 млн.т. была построена по проекту института «Гипровостокнефть». Дата ввода в эксплуатацию: блока обессоливания – 1970г., блока стабилизации – 1971г.

Установка предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, получения ШФЛУ и прямогонного дистиллята. Для разрушения нефтяных эмульсий принят термохимический метод под избыточным давлением. Получение ШФЛУ и прямогонного дистиллята производится методом ректификации. Установка состоит из блоков обессоливания и обезвоживания и блоков стабилизации.

Описание технологического процесса  

Сырая нефть с содержанием воды, солей из буферных резервуаров по сырью(РВС)  насосами прокачивается через теплообменники, где нагревается за счет тепла стабильной нефти до 65 ^оС.

Подогретая нефтяная эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ГО, где происходит отстой и отделение от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей.

Из отстойников ступени обезвоживания нефть поступает в шаровые отстойники ступени обессоливания ШО, где происходит ее окончательное обезвоживание и обессоливание.

Перед ступенью обессоливания в нефть насосами подается теплая пресная вода с температурой 30-35 ^оС. Выделившаяся в отстойниках ступеней  обезвоживания и обессоливания вода с температурой 50-60 ^оС подается в сырую нефть перед технологическими резервуарами по сырью на САТП.

Обезвоженная и обессоленная до установленной кондиции нефть из отстойников ШО поступает в буферную емкость Е-7/2, откуда насосами прокачивается через теплообменники печи ПБ-20 и поступает на стабилизационную колонну К-1.

Сверху стабилизационной колонны пары легких углеводородов поступают в аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ и конденсаторы-холодильники, где охлаждаются до 45 ^оС , конденсируются и поступают в буферную емкость Е-4.

Для поддержания температурного режима в колонне ШФЛУ из буферной емкости Е-4 насосами подается на орошение колонны К-1, остаточное количество перекачивается в бензоемкости на бензосклад.

Неконденсированные газы и пары из бензосепаратора подаются на II ступень сепарации.

Керасинно-бензиновые фракции отбираются с 18 тарелки стабилизационной колонны при температуре 90-100 ^оС и поступают в конденсатор-холодильник. После охлаждения до температуры 20-35 ^оС дистиллят поступает в сепаратор Е-9(горизонтальная емкость), где происходит отделение неконденсировавшихся газов и воды.

Из сепаратора дистиллят транспортируется в емкости, находящиеся в дистиллятном хозяйстве. Отсепарированный газ из сепаратора направляется на систему сбора газа I и II ступени сепарации САТП.

Стабильная нефть из нижней части колонны К-1 отводится под давлением колонны через теплообменники, где она отдает тепло нефти, идущей на подготовку и с температурой 40-45 ^оС поступает в технологические резурвуары САТП по готовой нефти.

Все технологические процессы полностью автоматизированы. Определяющими условиями автоматизации являются:

- Обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме;

- Сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;

- Получение информации о параметрах технологического процесса.

АСУ ТП Северо-Альметьевской УКПН

АСУ ТП Северо-Альметьевской УКПН построена на основе системы RS3 фирмы Fisher-Rosemount. Система обеспечивает оперативный контроль состояния объекта управления в круглосуточном режиме и имеет следующие возможности:

-графическое представление информации об объекте в виде мнемосхем;

-расчет технологических параметров и показателей;

-архивирование информации;

-предупредительную сигнализацию отклонений технологических параметров от нормы;

-регулирование отдельных параметров технологического процесса;

-противоаварийную защиту технологического оборудования;

-дистанционное управление исполнительными механизмами (ИМ);

-формирование и печать журнала аварийных и технологических сообщений (ЖАТС);

-формирование и печать отчетных документов о работе технологического оборудования.

Система обеспечивает два уровня оперативного управления установкой: нижний и верхний. Нижний уровень обеспечивает автоматическое и по командам с верхнего уровня управление технологическим оборудованием, в том числе его защиту по заданным алгоритмам. Верхний уровень обеспечивает автоматизированное (человеко-машинное) операторное управление технологическим оборудованием.

Структурно нижний уровень состоит из следующих подсистем:

- подсистема управления оборудованием площадки обезвоживания;

- подсистема управления оборудованием площадки стабилизации;

- подсистема управления оборудованием печей;

- подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада.

Каждая подсистема нижнего уровня при потере связи с верхнем уровнем обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным парметрам и уставкам. Верхний уровень подсистемы реализован на базе двух операторских станций – консолей. Системная консоль обеспечивает основное взаимодействие между оператором и технологическим процессом и  имеет в своем составе дисплей, функциональную клавиатуру и принтер. Для обеспечения инженерных функций по конфигурированию и обслуживанию системы операторская станция переводится в режим инженерной станции (ИС). Переход между станциями осуществляется механическим ключом, вставляемым в операторскую станцию.

Структурная схема системы управления приведена на рис. 1.

Система сконфигурирована таким образом, что отказы технических средств отдельных модулей системы не оказывают  влияние на работоспособность всей системы в целом.

Рассмотрим отдельные компоненты и возможности системы.

Функциональная клавиатура. 

Оператор управляет процессом с помощью функциональной клавиатуры, вид которой изображен на рис.2.

Клавиатура разделена на следующие функциональные области:

ЭКРАНЫ – область, предназначенная для вызова заранее сконфигурированных мнемосхем процесса;

СТАТУС – область жестко сконфигурированных клавиш, служит для вызова экранов, содержащих информацию по системе;

АЛАРМЫ – индикация и подтверждение алармов, доступ к списку алармов;

ВВОД – числовой ввод;

КОНТУР – работа с выбранным контуром управления. Разделен на непрерывную и дискретную секции. Непрерывная секция позволяет изменять уставку, значение выхода, режим работы. Дискретная – служит для подачи сигналов: вкл/откл/старт/стоп/открыть/закрыть/, изменение режимов работы.

КУРСОР – шаровой манипулятор для управления курсором, функциональные клавиши.

Наиболее часто используемыми являются области экран и курсор. Нажатие клавиши в экранной области приводит к вызову соответствующей мнемосхемы. Световая индикация рядом с клавишами свидетельствует о наличии аларма на этой мнемосхеме. В области курсора клавиша ВВОД служит для производства  какого-либо действия (ввод значения, открытие клапана и т.д.); клавиша ВЫБОР позволяет выбрать элемент управления (клапан, насос и т.д.); клавишами СТР можно перелистывать страницы; клавиша ВОЗВРАТ вызывает предыдущий экран; нажав на клавишу ДИСПЛ оператор получает управление смежной консолью (повторное нажатие возвращает к исходному состоянию). В области АЛАРМОВ индицируется наличие неисправностей в системе в соответствии с их типами. Клавиши подтверждения служат для квитирования текущего аларма.

Все параметры в системе RS3 имеют свой уникальный ТЭГ, состоящий из буквенно-цифрового обозначения параметра.

Мнемосхемы процесса. 

Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами.

Под отделением производства понимается участок производства, изображенный на мнемосхеме с присвоенным ему номером. Всем параметрам, изображенным  на одной мнемосхеме, присваивается соответствующий номер отделения производства. Аварийные технологические события, возникающие в системе, сортируются в соответствии со своими номерами отделений производства. Мигающий световой сигнал рядом с кнопкой вызова мнемосхемы свидетельствует о возникновении нового, еще не подтвержденного аларма. После подтверждения оператором возникшего аларма световой сигнал горит ровным светом. Индикация пропадает только после пропадания аларма.

Пример мнемосхем процесса на рис.3.

Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части: статическую и динамическую.

Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы (эскизы фигур технологического оборудования и исполнительных механизмов, трубопроводов) и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосов, вентиляторов и др. (состояние этих дискретных элементов характеризуется цветом: открыто, включено – зеленым; закрыто, отключено – красным).

Работа с трендами, отчетами. 

В системе RS3 на каждой системной консоли накапливаются и хранятся данные процесса (по которым включено накопление). Для анализа сохраненных данных они могут вызываться на экран консоли в графическом виде. Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для вызова на экран группы трендов необходимо нажать клавишу ТРЕНД/ГРУППЫ в области СТАТУС, часть ЭКРАН.

Экран группы трендов представлен на рис.4

На экране трендов самая новая информация выводится с правой стороны графика, а предшествующая – с левой. Перемещая визир по экрану графика можно наблюдать значения переменных в этот момент времени (показаны в нижней части экрана). Масштаб отображения графиков можно изменить путем прямого цифрового ввода. На экран по умолчания выводятся текущие значения переменных. Для изменения продолжительности выборки используется поле ВРЕМ ШКАЛА (минуты, часы, дни). Поле СТАРТ/КОНЕЦ обозначает время и дату, соответствующие самым новым или старым данным в окне трендов. Если ввести какое-либо время в этом поле, статус поля изменится на ИСТОРИЯ, и графики трендов не будут модифицироваться (формат времени – ЧЧ:ММ:СС, даты – ДД-ММ-ГГ).

Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты – это предварительно сконфигурированные формы отображения информации, в которых выводятся соответствующие данные  системных переменных процессах. Отчеты могут формироваться по времени, алармам или событиям, а также по командам оператора. Для отчетов может быть сконфигурирована автоматическая распечатка, но их можно просто выводить на экран, и затем выборочно распечатывать.

Доступ к отчетам можно получить, нажав клавишу ОТЧЕТ в области СТАТУС, часть ЭКРАН.

Алармы

В ходе технологического процесса и в процессе работы системы возникают различные аварийные и предаварийные ситуации. Для информирования оператора используются АЛАРМЫ. Оповещение об алармах и событиях производятся с помощью цветовой сигнальной строки в нижней части экрана, подсветкой клавиши соответствующей мнемосхемой процесса в области ЭКРАНЫ, а также подсветкой соответсвующей клавиши в области АЛАРМЫ. Если аларм не подтвержден, то подсветка мигает, если аларм активен и подтвержден, то горит ровным светом, при пропадании аларма подсветка гаснет. При нажатии на клавишу ПОДТВЕРЖДЕНИЕ АЛАРМОВ в области алармов происходит квитирование активного аларма. Различают алармы критические, предупредительные, алармы оборудования и системные алармы.

Регистрация алармов на жесткий диск системной консоли происходит в соответствии с заданной конфигурацией. Список зарегистрированных алармов представляет собой ЭКРАН РЕГИСТРАЦИИ АЛАРМОВ, который выводится на экран с помощью специальной клавиши в области ЭКРАНЫ. На экран выводится время возникновения аларма, тэг блока с наименованием, тип аларма и значение параметра в физических единицах.

Приборы и средства автоматизации

Для поддержания работы технологического процессов в САТП необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в САТП используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную САТП.

Рассмотрим перечень приборов, установленных на объектах товарного парка.

На дренажной емкости, в сепараторах установлены уровнемеры предназначен для автоматического, дистанционного, непрерывного измерения общего уровня жидкости, а также межфазного уровня по одному или двум независимым каналам (датчикам). Пределы измерения уровня от 0 до 15 м, погрешность ± 20 мм.

Сигнализаторы СТМ-10 предназначены для автоматического непрерывного контроля довзрыоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров. Принцип работы – термохимический.

Система выполнена на базе современной микропроцессорной технике и устанавливается взамен традиционных щитов автоматизации, регистрирующих приборов, регулирующей аппаратуры, средств автоматики безопасности.

 Термопары

     Они предназначены для непрерывного измерения температуры жидкостей, пара, газа. Принцип действия термопары основан на возникновении термо­электродвижущей силы  в результате нагрева спая двух электродов из различных сплавов. Величина термо­электродвижущей силы зависит от материала электродов и температуры горячего и холодного спаев, называемых соответственно рабочим и свободным концом термопары.

   Термопары работают в комплекте с пирометрическими милливольт­метрами и потенциометрами. Рабочий конец 1 термопары погружают в измеряемую среду, свободные концы 2 и 3 подсоединяют к вторич­ному прибору (рис. 1). Прибор, измеряющий величину термо­электродвижущей силы., зависящую от тем­пературы рабочего конца, будет давать правильное показание только в случае постоянной температуры свободных концов. Практически сделать это невозможно, поэтому для устранения погрешностей в показаниях прибора свободные концы термопар переносят в зону с постоянной и известной температурой (точки 2', 3' на рис. 1). Для этого служат компенсационные провода, которые изготавли­вают из материалов, развивающих ту же термо­электродвижущую силу., что и сама термопара, при температуре примерно от 0 до 80° С, т. е. в интер­вале возможных колебаний температуры холодных спаев.

Пирометрические приборы градуируют при 0° С. Получить такую температуру в производственных условиях затруднительно, поэтому необходимо во всех случаях при эксплуатации вносить поправку в показания прибора, если у него нет своей автоматической ком­пенсации температуры.

Практически поправку вводят путем перестановки стрелки милливольтметра с помощью корректора при отключенной термопаре на отметку шкалы, соответствующую действительной температуре свободного конца термопары. Поэтому место установки милливольт­метра, куда обычно выносят компен­сационными проводами свободные кон­цы термопары, следует выбирать в зоне постоянных температур.

Для автоматической компенсации температуры свободного конца приме­няют компенсационные коробки типа КТ-54 с компенсирующим напряжением и автоматические потенциометры, в которых компенсация осуществляется медным сопротивлением в схеме измерения. Технические термопары НК-СА, измеряющие температуру от 300 до 1000° С, не требуют поправок на тем­пературу свободных концов.

     Термопары платинородий-платинородиевые типа ТПР и вольфрамрениевые типа ТВР относятся к высоко­температурным термопарам. ТПР-0555 (как и ТПП-0555) выпу­скаются с диаметром термоэлектродной проволоки 0,30 и 0,50 мм с защитным чехлом из стали марки 0X13 в обычном, экспортном и тропическом исполнении. Монтажная длина 320 и 500 мм соот­ветствует диаметру термоэлектродной проволоки 0,30 мм, 500, 800, 1000, 1250, 1600 и 2000 мм — диаметру 0,50 мм.

     Хромель-алюмелевые и хромель-копелевые термопары типа ТХА и ТХК рекомендуется применять в окислительной среде, так как окислительная пленка, появляющаяся на поверхности металла, надежно защищает его от разрушения.

Регулятор уровня буйковый РУБ-1.

     Регулятор уровня буйковый с двумя пневмати­ческими выходными сигналами предназначен для автоматического регулирования и оперативного контроля уровня жидкости, находящейся под ат­мосферным, вакуумметрическим или избыточным давлением.

Технические данные

Регулятор является стационарным прибором общепромышленного назначения. Регулятор уровня выпускается на следующие диапазоны измерения и регулирования:

РУБ-1—от 0 до 0,4; 0,6; 0,8; 1,0 м

    По характеру регулирующего воздействия ре­гулятор уровня относится к пропорциональному типу с пределами пропорциональности от 5 до 100%, по способу установки задания — с местным заданием, по виду задания — с постоянным зада­нием, по типу конструктивного исполнения — при­борного типа.

     Регулятор уровня обеспечивает измерение и регулирование уровня жидкости с об­щим диапазоном плотности от 0,35 до 1,8 г/см3, раз­деленным на четыре поддиапазона (рабочих диапа­зона) :

I — от 0,35 до 0,60 г/см3;

II — от 0,5 до 0,85 г/см3;

III —от 0,7 до 1,2 г/см3;

IV —от 1,05 до 1,8 г/см3.

     Регулятор уровня обеспечивает местное изме­рение уровня жидкости, а также передачу двух пневматических выходных сигналов на вторичный прибор и исполнительный механизм на расстояние до 300 м по пневматической трассе.

     По защищенности от воздействия окружающей среды регулятор уровня изготавливается брызгозащищенного исполнения.

     Регулятор уровня снабжен механизмом кон­троля, обеспечивающим возможность первичной на­стройки прибора в соответствии с плотностью жидкости, а также периодической проверки пока­заний в процессе эксплуатации.

    Температура окружающего воздуха в месте установки регулятора уровня от минус 40 до плюс 50° С при относительной влажности:

а)   не более 95% в интервале температур от ми­нус 40 до плюс 35° С;

б)   не  более  80%   в   интервале  температур   от плюс 35 до плюс 50° С.

     Рабочий диапазон изменения выходного сигнала измерительной системы регулятора уровня от 0,2 до 1,0 кгс/см2 соответствует изменению уровня от нуля до верхнего предела измерения.

Рабочий диапазон изменения выходного пнев­матического сигнала регулирующей системы регу­лятора уровня от 0,2 до 1,0 кгс/см2.

Максимальный расход воздуха при установив­шемся режиме не более 16 л/мин.

    Питание регулятора уровня осуществляется сжатым воздухом, давлением 1,4±0,14 кгс/см2. Воз­дух должен быть очищен и осушен.

   Размеры присоединительных фланцев регулято­ра уровня выполнены:

 для РУБ-1—фланец с условным  проходом Ду 100 мм, с присоединительными размерами для Ру 40 кгс/см2 и Ру  64   кгс/см2   и   уплотнительной поверхностью с выступом по соответствующим го­сударственным стандартам.

   По особому заказу уплотнительная поверхность присоединительного фланца может быть выполнена с шипом, а для Ру 64 кгс/см2, кроме этого, под прокладку овального сечения по соответствующим государственным стандартам.

 Датчики давления

Датчик давления с пневматическим выходным сигналом входит в общий комплекс унифицированной системы взаимо­заменяемых компенсационных датчиков ГСП.

Датчик давления предназна­чен для непрерывного преобразования давления (абсолют­ного, избыточного или вакуумметрического) в пропорцио­нальный пневматический сигнал дистанционной передачи.

Датчик используют в комплекте со вторичными прибора­ми, регуляторами и другими устройствами автоматики, ма­шинами централизованного контроля и системами управле­ния, работающими от стандартного пневматического входного сигнала 0,2—1 кгс/см2 (ГОСТ 9468—60).

Датчик построен по блочному принципу. Основным бло­ком датчика является пневмосиловой преобразователь.

Преобразователь предназначен для непрерывного преобра­зования усилия, развиваемого чувствительным элементом дат­чика, в стандартный пневматический выходной сигнал, и мо­жет использоваться в различных датчиках, в которых измене­ние измеряемого параметра может быть преобразовано в изменение силы.

 Технические данные

Основная погрешность датчика,

процен­ты нормирующего значения……………………… не более ±К

                                                                                            (К-класс точности)

Отклонение выходного сигнала преобра­зователя

 от    заданной    зависимости, мгс/см2.................... ...........не более ±0,002.

Давление питания, ,кгс/см2..................................................1,4±0.14

Предельное расстояние передачи выход­ного сигнала

по пневмотрассе с внут­ренним диаметром

трубопровода 6 мм, м……………………………………... 300

Расход воздуха питания    в    установив­шемся

 режиме, л/мин.......................................................................не более 3

Температура окружающего воздуха, °С……………….... от—50 до+60

Относительная влажность окружающего воздуха, %:

       при температуре от —50 до +35°С ………………….не более 95

       при температуре свыше 35 до 60°С………………… не более 80

Материал чувствительного элемента:

       для   манометров      сверхвысокого давления...........сталь 50ХФА

       для остальных датчиков……………………….......... сплав 36НХТЮ

Вес, кг:

преобразователя   ........................................................ не более 6

       манометров сверхвысокого   давле­ния   ................... не более 10

       остальных датчиков……………………………….… не более 7

       Если нормальная эксплуатация системы нарушается толь­ко при основной погрешности датчика, превышающей более чем в 1,5 раза допускаемое значение (соответствующее клас­су точности), надежность датчика определяется только внезапными отказами.

    Если нормальная эксплуатация системы нарушается при любом даже небольшом увеличении основной погрешности датчика сверх допускаемого значения (соответствующего классу точности), то вероятность безотказной работы датчика определяется произведением вероятностей безотказной рабо­ты по метрологическим и внезапным отказам.

 Пневматические датчики

Приборы контроля работают совместно с пневма­тическими датчиками и другими устройствами, выдаю­щими унифицированные аналоговые сигналы в пределах от 20 до 100 кПа (от 0,2 до 1,0 кгс/см2).

    ПВ10.1Э — прибор для непрерывной записи и показания величины регулируемого параметра, указания положения контрольной точки и величины давления на исполнитель­ном механизме; ПВ10.2Э — прибор для непрерывной за­писи и показания величин двух параметров (один пара­метр регулируемый), указания положения контрольной точки и величины давления на исполнительном механизме.

 Технические данные

     В приборах ПВ10.1Э и ПВ10.2Э давление задатчика изменяется в пределах 20— 100 кПа (0,2— 1,0 кгс/см*).

Предел допускаемой основной погрешности но всем шкалам и диаграмме не превышает ± 1,0%: для приборов с линейной или близкой к линейной (шкалы для термо­пар) шкалой от номинального диапазона входного сиг­нала; для приборов, имеющих расходную шкалу, от верх­него предела измерении по расходу. Нижний предел из­мерений приборов с расходной шкалой составляет 30% верхнего предела измерений.

Вариация показаний не превышает абсолютного зна­чения предела допускаемой основной погрешности.

Изменение показаний приборов, вызываемое отклоне­нием давления питания в пределах ± 14кПа (±0,14 кгс/см2) от номинального, не превышает 0,5 абсолютного значения предела допускаемой основной погрешности.

  Приборы имеет съёмный лентопротяжный  механизм.

       Емкость  резервуара пера обеспечивает 7-суточную непрерывную запись показаний, ёмкость флакона, из которого производится заполнение пера, рассчитана на несколько месяцев.

     В конструкции приборов ПВ20.1Э и ПВ10.2Э предус­мотрено штекерное подсоединение регулятора (местная ус­тановка). Когда регулятор находятся не у прибора контро­ля, а на некотором расстоянии от него (дистанционная установка), подсоединение регулятора к прибору контроля осуществляется посредством специальной вилки, кото­рую прикладывают к приберу контроля, и гнезда, кото­рое комплектуется с регулятором. (Вилку и гнездо пос­тавляют вместе с приборами, если это оговорено в заказе).

    Приборы могут работать при температуре окружаю­щей среды от 5 до 50% и верхнем значении относитель­ной влажности воздуха 80% при 35°С и более низких тем­пературах, без конденсации влаги.

    Приборы не могут быть использованы во взрыво- и пожароопасных помещениях.

   Приборы не могут быть установлены в условиях агрес­сивных сред, воздействующих на оргстекло, резину, и на защищенные хромоникелевыми и кадмиевыми покры­тиями или окрашенные молотковой эмалью конструк­ционные стали, цветные металлы и их сплавы. Питание приборов осуществляется осушенным и очи­щенным от пыли и масла воздухом давлением 140 кПа ± 14 кПа (1,4кгс/см* ± 0,14 кгс/см1) через фильтр и стаби­лизатор воздуха.

Заключение

Нефтяная и газовая отрасли промышленности в нашей стране являются одними из ведущих и наиболее значимых в экономическом плане. Нефть и газ – это наиболее дешевые виды топлива. Нефть и газ выступают в качестве смазочных материалов для всевозможных машин и механизмов,  являются сырьем для получения многих ценных химических продуктов,  в том числе синтетического каучука, спиртов, эфиров, технических жиров, синтетических тканей и т.д. Потребность в нефтепродуктах в нашей стране во многом обусловлена и обширностью территории, необходимостью обеспечить связь между различными регионами страны, что требует сооружения и усовершенствования сети дорог с твердым, в том числе асфальтовым (битумным) покрытием.

На сегодняшний день перед нефтегазодобывающей промышленностью стоит целый комплекс задач, решение которых является необходимым условием совершенствования  данной отрасли и выхода ее на новые рубежи и горизонты.

Перед нефтегазодобывающей промышленностью Росси в целом и Татарстана в частности стоят большие проблемы. Все они связаны перед собой, и их решение требует комплексного подхода, поскольку решение лишь отдельных из них может оказаться неэффективным и не приведет к желаемым результатам.

НГДУ «Альметьевнефть» было создано в октябре 1952 года, оно является структурным подразделением АО «Татнефть». Основу деятельности НГДУ составляет добыча и подготовка нефти, а также разработка нефтяных месторождений, торгово-коммерческая деятельность, ремонтно-строительные работы, транспортные услуги. За 2000 год управлением добыто 3588 тыс. тонн нефти, что на 13,5 % превышает контрольное задание, в пласты закачано 21,1 млн. куб. м. воды.  Увеличились объемы по подземному и капитальному ремонту скважин.