Автоматизация дожимной компрессорной станции Фаинского месторождения
Дипломный проект
Автоматизация дожимной компрессорной станции Фаинского месторождения
Введение
компрессорный автоматизация контроллер
Дожимные компрессорные станции являются важным элементом в системе сбора и транспорта газа. Их использование позволяет увеличить пропускную способность газопровода с целью уменьшения энергозатрат на его транспортировку. Результат достигается путем компримирования газа перед его подачей в газопровод.
Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения предназначена для очистки, компримирования (повышения давления газа с помощью компрессора) и последующего охлаждения попутного нефтяного газа на УПГ ОАО «Сургутнефтегаз», в связи с увеличением прогнозных показателей ресурсов газа.
Задачу автоматического управления ДКС можно условно разделить на несколько наиболее актуальных подзадач:
обеспечение безопасной работы (автоматизация позволяет принять противоаварийные меры без участия человека, оградить его от опасных и вредных производственных факторов);
обеспечение транспортировки необходимого количества газа и обеспечение максимальной эффективности технологического процесса (автоматизация позволяет добиться необходимой точности при контроле и регулировании параметров, что увеличивает производительность и уменьшает энергозатраты).
Для выполнения данных подзадач необходимо совершенствовать систему автоматики на каждом уровне управления, начиная с локального управления различными исполнительными механизмами станции и заканчивая управлением компрессорной станции в целом, включая всё технологическое оборудование.
Цель данного дипломного проекта - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС.
Задачи дипломного проекта:
изучение технологии компримирования газа;
описание существующей системы автоматизации станции;
реализация логического управления блочными компрессорами.
При работе над проектом были использованы материалы предприятия ООО «Уралтрубопроводстройпроект» (технический регламент ДКС Фаинского месторождения).
1. Технология компримирования газа
Цель данного раздела - изучение схемы компримирования газа на ДКС Фаинского месторождения, описание используемого технологического оборудования на станции и обоснование его использования.
ДКС должна решать следующие задачи:
обеспечивать подачу газа после компрессорной станции на Сургутский ГПЗ;
осуществлять сжигание попутного нефтяного газа при аварийных ситуациях на факеле.
Для эффективного решения данных задач необходимо:
применять оборудование, трубы и арматуру в соответствии с расчетными рабочими параметрами, свойствами среды и климатическими условиями;
использовать технологические трубопроводы, запроектированные из стальных труб с повышенной коррозионной стойкостью, хладостойкостью и увеличенной толщиной стенки;
примененять блочное, блочно-комплектное оборудование заводского изготовления;
устанавливать предохранительные клапана для защиты от превышения давления;
применять защиту оборудования и трубопроводов от коррозии;
применять теплоизоляцию аппаратов и технологических трубопроводов, с прокладкой греющего кабеля, для предотвращения замерзания продукта;
размещать оборудование на открытых площадках с твердым покрытием, оградить площадки бортовым камнем с соблюдением разрывов, обеспечивающих безопасность обслуживания и взрывопожаробезоопасность.
Используемое оборудование, трубы, детали трубопроводов, запорная арматура, должна иметь сертификаты соответствия и разрешения Госгортехнадзора России (Ростехнадзора) на применение.
1.1 Обоснование и подбор оборудования
В данном подразделе приведены основные исходные данные, на основании которых проектировалась ДКС.
Выбор оборудования компрессорной станции осуществлялся в несколько этапов. На первом этапе расчеты производятся с учетом максимальной производительности компрессоров - основных элементов станции.
Количество газа от КСУ, подлежащего компримированию, составляет 11 млн. нм3/год. Общее количество компримируемого газа 90 млн. нм3/год. На основании данных параметров (таблица 1.1), внесенных в опросные листы, были спроектированы основные элементы станции - блок компримирования газа КСУ и блочная компрессорная установка. Количество компрессорных установок выбрано из расчета 1 - рабочая, 1 - резервная.
Расчетные значения рабочих параметров блока компримирования газа КСУ приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Параметры блока компримирования газа КСУ
Наименование показателяЗначениеПроизводительность по газу, нм3/ч57,23 ÷ 5723Максимальное давление газа на нагнетании, МПа0,52Номинальное давление газа на нагнетании, МПа0,35Номинальная мощность, кВт, не более90Количество1
На основании приведенных выше параметров были рассчитаны рабочие характеристики КСУ, которые приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Рабочие характеристики КСУ
Наименование показателяЗначениеПроизводительность, м3/ч (млн. нм3/год)8984 ÷ 13733Давление газа на всасывании, МПа0,30 ÷ 045Давление газа на нагнетании, МПа1,15Мощность электродвигателя, кВт550Температура газа на входе, 0С20Наружный диаметр ведущего ротора, мм282
На втором этапе проектирования разрабатывается технологическая схема и осуществляется выбор оставшегося оборудования, на основании исходных данных приведенных в таблице 1.3:
Таблица 1.3 - Исходные данные для разработки технологической схемы и выбора оборудования
НаименованиеПоказательПроизводительность компрессорной станции, млн. м3/год90Давление на приеме от 2-ой ступени УПСВ, МПа0,101Давление на приеме от 1-ой ступени УПСВ, МПа0,35Давление на нагнетании КС, МПа1,15Давление в точке подключения газопровода на СГПЗ, МПа1,15Температура поступающего газа на прием КС(зимой) ºС5Температура поступающего газа на прием КС(летом) ºС25
После выполнения всех необходимых расчетов проектом предусматривается строительство ДКС в составе:
блок компримирования газа КСУ (компрессорная);
площадка буферной емкости Е-1;
площадка приемного сепаратора С-1;
площадка приемной емкости Е-2;
компрессорный блок;
площадка АВО;
площадка выкидной емкости Е-3;
система измерения количества газа;
блок дозирования метанола;
емкость сбора конденсата ЕК1;
емкость отработанного масла;
дренажная емкость ЕД;
емкость свежего масла;
азотная установка;
операторная;
факельная система СФНР-300.
.2 Технологическая схема ДКС
Технологическая схема компрессорной станции приведена на рисунке 1.1.
Газ от 2-ой ступени объёмом 11 млн. м3/год под давлением
0,101 МПа (абс.) и температурой 16 0С поступает в емкость буферную Е1, затем - в сепаратор С1, где происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости.
Из сепаратора газ поступает на блок компримирования газа КСУ, который предназначен для отбора, компримирования паров лёгких фракций углеводородов.
Из блока компримирования газа КСУ газ поступает в емкость приёмную Е2, где смешивается с газом от первой ступени ДНС УПСВ и объёмом 90 млн. м3/год, под давлением 0,35 МПа и температурой 40 0С, оттуда - в вертикальный инерционного типа сепаратор газа на всасывании Блочного компрессора К1.1 и 1.2 (один резервный) для окончательного отделения газа от капельной жидкости и механических примесей. Далее газ поступает на прием винтовых компрессорных агрегатов блока.
Блок компрессорной установки «Ариель» RG282M (винтовой) в комплекте, включает в себя также масляную систему. Масляная система блока компрессорной установки «Ариель» состоит из масляного насоса, фильтра-сепаратора, предпускового подогрева.
Фильтр-сепаратор на нагнетании (трехступенчатая очистка газа) улавливает масло, выносимое из компрессора. Для регулирования производительности компрессоров применена запорно-регулирующая арматура, управляемая системой автоматики, входящей в комплект блока.
Для защиты компрессоров от превышения давления на выкидных линиях установлены предохранительные клапаны, срабатывающие при давлении, превышающем рабочее на 10%.
Из ёмкости выкидной Е3, куда газ поступает после Блока компрессорной установки, сжатый до 1,15 МПа газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения АВО до 40 0С и поступает по существующему газопроводу на СГПЗ.
На линии подачи газа в газопровод с УСКГ на СГПЗ установлен блок СИКГ (Система измерения количества газа), предназначенный для автоматизированного измерения объема газа.
В целях предотвращения гидратообразований в газопровод подается метанол из блока дозирования метанола.
Отвод газа от предохранительных клапанов компрессоров, Блока компримирования газа КСУ, узла учета газа, емкостей Е2 (приемная) и Е3 (выкидная) осуществляется на факел высокого давления УПСВ на ДНС «Асомкинская». Отвод газа от предохранительных клапанов от емкости Е1 и сепаратора с давлением до 0,2 МПа осуществляется на факел низкого давления.
Конденсат из емкостей Е1, Е2, Е3 и сепараторов по мере накопления открытием задвижек отводится в емкость сбора конденсата ЕК1, из которой погружным насосом откачивается в автоцистерны.
Отделившееся в фильтрах-сепараторах масло, по мере накопления, открытием задвижек отводится в емкость ЕД1.
По мере заполнения емкости ЕД1 отработанное масло вывозится передвижными средствами на очистку.
Емкость ЕМ предусмотрена для хранения свежего масла. Масло завозится автоцистернами. Из емкости ЕМ насосом НМШ, расположенным в обогреваемом укрытии, масло подается в маслосистему компрессорной установки.
Для продувки емкостей и трубопроводов азотом предусмотрена мобильная Азотная установка МВА - 1,4-95.0-150-В1У (блочно-контейнерного исполнения) производительностью 150 нм3/ч. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50, непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.
Аварийная остановка ДКС осуществляется в следующей последовательности:
отключение компрессора газа КСУ и блочного винтового компрессора;
закрытие секущих электроприводных задвижек;
обесточивание ДКС.
1.3 Характеристика технологического оборудования
В данном подразделе дается краткая характеристика технологического оборудования (назначение и основные параметры) используемого на станции.
Емкость буферная Е1.
Предназначена для буферного накопления и очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.
Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред
1-16-1,0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по
ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80. Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.
Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.
Сепаратор приемный С1.
Предназначен для окончательного отделения от газа капельной жидкости и механических примесей.
Принят газосепаратор вертикальный сетчатый цилиндрический ГС 2-1.0-1200-2-И ТУ 3683-031-00220322-04. Теплоизоляция принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80. Нижняя часть аппарата обогревается греющим кабелем.
Блок компримирования газа КСУ.
Блок компримирования газа КСУ предназначен для отбора, компримирования паров лёгких фракций углеводородов.
Блок компримирования газа КСУ состоит из компрессорной, в состав которой входит скрубер, компрессор с системой смазки. Масляная система компрессорной включает в себя приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла, бак масла смазки и бачок с накопительном объемом 0,04 м3 и др.
В Блоке компримирования находятся:
компрессор 11S RO-Flo производительностью 25 м3/мин с электроприводом мощностью 90 кВт;
скруббер;
счетчик газа;
система смазки.
Предусмотрен контроль, измерение, регистрация и сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, степень вибрации, учет моточасов, давление и расход газа, величина перепада давления, нагрузка на электродвигатель).
Информация передается в отдельное помещение системы контроля и управления этого блока.
Помещения установки теплоизолированы и имеют систему контроля датчиками. Включение электрообогревателя происходит при температуре плюс 2 0С, отключение - при плюс 15 0С. Компоновка оборудования обеспечивает доступ к каждому элементу механизмов.
Емкость приемная Е2.
Предназначена для буферного накопления и очистки газа от механических примесей и капельной жидкости.
Принят аппарат емкостной цилиндрический для газовых и жидких сред 1-25-1.0-3-И по ТУ 3615-006-00220322-2004. Теплоизоляция аппарата принята матами минераловатными прошивными в обкладке из металлической сетки по ГОСТ 21880-94. Покрытие - сталь тонколистовая оцинкованная ГОСТ 14918-80.
Емкость оборудована уровнемерами, сигнализаторами уровня с унифицированным выходным сигналом 4-20 мА с выводом на верхний уровень.
Блок компрессорной установки К1.1, 1.2 (один - резервный).
Предназначен для компримирования газа низких ступеней сепарации на ЦППН-4. Принята компрессорная установка (КУ) «Элемент» 7 ВКГ блочного исполнения. Компрессоры Элемент 7 ВКГ - винтовые, маслозаполненные, двухроторные, с бесступенчатой системой регулирования производительности с приводом от электродвигателя Siemens мощностью 550 кВт. Запуск, остановка и замена К1.1 на К1.2 осуществляется вручную.
В блок КУ входят:
рама стальная;
электродвигатель Siemens мощностью 550 кВт;
винтовой компрессор 7 ВКГ;
соединительные муфты со съемными ограждениями;
сепаратор газа на всасывании вертикальный инерционного типа;
фильтр-сепаратор на нагнетании для улавливания масла, выносимого из компрессора с газом;
система управления КУ;
вспомогательные системы агрегата.
Компрессоры работают в автоматическом режиме в зависимости от температуры нагнетания и температуры масла.
Предохранительные клапана имеют переключающие устройства, которые позволяют проверять исправность действия клапанов в рабочем состоянии. Давление настройки клапанов соответствует технологическим параметрам КС.
Насосное оборудование имеет компенсирующие муфты и виброкомпенсаторы на выкидных и приемных коллекторах. Муфты электродвигателя и компрессора ограждены кожухом, оснащенным системой блокировки с пусковым устройством, исключающим пуск его в работу при открытом или отсутствующем ограждении.
Предусмотрено измерение, регистрация, сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, вибрация, учет моточасов, давление и расход газа, перепад давления, нагрузка на электродвигатель, открытие кожуха полумуфт).
Фильтр - сепаратор обеспечивает трехступенчатую очистку газа. Содержание масла в газе на выходе не более 5 мг/ м3. Сепаратор газа на входе и фильтр - сепаратор на нагнетании оснащены контроллером уровня, сбросным клапаном, предельным выключателем, уровнемерным стеклом и дренажным краном.
Масляная система, включающая приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла и др. входит в объем поставки компрессора.
Конструкция установок позволяет проводить ремонтные / сервисные работы и раздельный монтаж / демонтаж двигателя, компрессора и вспомогательного оборудования. Для работ предусмотрен грузоподъемный механизм с ручным приводом (согласно требованиям Ростехнадзора) с выходом подкрановых путей на площадку обслуживания.
Оборудование поставляется в комплекте с заглушками для проведения гидравлических испытаний емкостного оборудования и трубопроводов, ответными фланцами, уплотнениями и крепежом, запчастями, специальным инструментом.
В объем поставки также входят сертификация, монтажные и пуско-наладочные работы, приемо-сдаточные испытания на заводе-изготовителе и на месте установки, обучение персонала на заводе-изготовителе и на месте.
Емкость отработанного масла ЕД1.
Предназначена для сбора отработанного масла.
Принята емкость подземная горизонтальная дренажная емкостью
ЕП 5-1600-1700-3 по ТУ3615-023-00220322-2001 с погружной насосной установкой С235Д.2.00.000 (насос НШ-10Е-3Л) с электродвигателем 4А-80В4. Антикоррозионное покрытие - в соответствии с требованиями тех. инструкции ОАО «НК «Роснефть» №П2-05С-028Р-002 Т001.
Азотная установка.
Предназначена для продувки емкостей и трубопроводов азотом. Предусмотрена мобильная мембранная азотная станция МВА - 1,4-95.0-150-В1У (блочно-контейнерного исполнения).
Установка размещается в блоке - контейнере с вводно-распределительным устройством, автономной системой вентиляции, автоматической системой обогрева и пожаротушения. Нагнетаемый винтовым маслозаполненным компрессором воздух под давлением 13 атм поступает в газоразделительный блок.
Газоразделительный блок состоит из мембранных картриджей, каждый из которых представляет собой полимерную мембрану, расположенную в корпусе. Посредством мембранного разделения из воздуха частично удаляются кислород, СО2, Н2О, прочие примеси. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50, непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.
Мембранная азотная станция в составе:
мембранный газоразделительный блок (ГРБ) с системой управления;
воздушный компрессор со встроенным осушителем, винтовой;
воздушный ресивер, 500 литров, максимальное давление 16 атм;
система подготовки воздуха, фильтры очистки воздуха и систему конденсатоотвода;
системы контроля и управления установкой, в комплекте с газоанализатором кислорода.
Азотная станция функционирует полностью в автоматическом режиме, присутствие оператора во время работы не требуется.
Все диагностические приборы имеют унифицированные выходы 4-20 мА, которые могут быть использованы для дистанционного контроля каждого блока и всей установки в целом.
Станция включается и отключается по сигналам с контактных манометров, расположенных на ресивере азота потребителя (включается при достижении Pmin и выключается при достижении Pmax, которые устанавливаются оператором). Станция подает азот потребителю при концентрации кислорода в продукте ниже 5%, и производит выброс азота в атмосферу при концентрации кислорода в продукте больше 5%.
ГРБ автоматически отключается в следующих случаях:
давление воздуха на входе в ГРБ ниже 10,0 кгс/см2;
температура воздуха на входе в блок выше 60 0С.
В соответствии с проектными решениями проектируемая факельная система функционирует параллельно с существующей. Необходимость новой факельной системы обусловлена прогнозируемым ростом количества отделяемого попутного газа до 150 млн. нм3/год.
Проектируемая факельная система высокого давления предназначена для сжигания попутного газа от первой ступени сепарации УПСВ в случае:
аварийной остановки проектируемой ДКС;
аварийной остановки существующей УСКГ на УПСВ;
прекращения приема газа по магистральному газопроводу Сургутским ГПЗ;
аварийного сброса газа из технологических линий и технологического оборудования ДКС.
Подключение факела производится к трубопроводам существующего факела после расширительной камеры. Газ на розжиг также отбирается от газопровода на существующий факел. Узел подключения оборудуется отсекающей запорной арматурой и площадками обслуживания. Трубопроводы на проектируемый факел прокладываются по эстакаде и имеют теплоизоляцию и электрообогрев.
Пропускная способность факельной системы выбрана в соответствии с письмом №03/01-05-6343 ООО РН-Юганскнефтегаз. Номинальная пропускная способность оголовка факела составляет 585 000 нм3/сут. максимальное значение пропускной способности оголовка факела составляет не менее 700 000 нм3/сут.
В факельной установке используется электроискровой розжиг дежурных горелок. Система розжига может функционировать как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для управления розжигом используется пульт, поставляемый комплектно с факельной установкой, который монтируется рядом с пультом управления существующего факела.
Запорная арматура.
Запорная арматура выбрана с учетом химических свойств перекачиваемой среды, технологических параметров, условий эксплуатации и требований действующих нормативных документов. Герметичность затвора задвижек - класс А по ГОСТ 9544-2005. Климатическое исполнение - УХЛ1. Для обеспечения минимального выброса газа при аварии на основной технологической нитке применены электроприводные задвижки с временем закрытия не более 5 с.
В качестве запорно-регулирующей арматуры применены клапаны Samson Controlsc, с электроприводом Auma Matic и обогревателем механизма конечных выключателей [1].
В данном разделе рассмотрена схема компримирования газа на ДКС. Дана краткая характеристика основных технологических объектов станции и обоснование их использования.
На основании данного раздела можно сформулировать следующие положения:
технология включает процессы очистки, компримирования и последующего охлаждения попутного газа с использованием газоперекачивающих агрегатов (КСУ), фильтров сепараторов, аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО);
на станции обращаются едкие и взрывоопасные среды (попутный нефтяной газ, конденсат).
2. Патентная проработка
Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей специального раздела является разработка программы логического запуска и остановки компрессора, которая не является охраноспособным объектом.
3. Автоматизация ДКС
Цель данного раздела - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС. Необходимо сформулировать требования к системе автоматизации, установить объем автоматизации, привести перечень используемых технических средств, выбрать объект для совершенствования системы автоматизации.
Данный раздел разработан на основании:
- задания на проектирование объекта «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения»;
- технического задания на выполнение проектно-сметной документации по объекту «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения».
В качестве основных нормативных документов, определяющих технические решения по уровню автоматизации и телемеханизации, использованы:
-СНиП 3.05.07-95 «Системы автоматизации»;
-РТМ 36.22.8-90 «Правила проектирования систем автоматизации в ТЭО и проекте»;
-РД БТ-39-0147171-003-88 «Требования к установке датчиков стационарных газоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности».
3.1 Требования к системе автоматизации
Основные задачи системы автоматизации:
-повышение качества ведения технологического процесса и его безопасности;
-повышение оперативности действий обслуживающего персонала;
улучшение экологической обстановки на территории ЦППН-4;
повышения надежности системы управления объектами.
Система контроля и управления (АСУ ТП) должна обеспечиваеть следующие функции:
- дистанционный контроль технологических параметров;
дистанционное и автоматическое управление запорно-регулирующей арматурой на технологических трубопроводах;
дистанционный контроль состояния запорно-регулирующей арматуры и электроприводного оборудования;
защита технологических аппаратов от перелива;
обнаружение отказов оборудования;
- контроль довзрывоопасных концентраций горючих газов;
оповещение персонала об изменении состояния технологического оборудования и аварийных ситуациях.
.2 Объекты автоматизации
Предусматривается автоматизация следующих объектов:
- площадка компрессоров (компрессоры К1.1, К1.2);
площадка технологического оборудования:
) ёмкость сбора конденсата ЕК1;
) ёмкость буферная Е1;
) сепаратор приемный C1;
) АВО газа (Х1.1, Х1.2);
) блок компримирования газа КСУ;
) емкость приемная Е2;
) блоки управления;
-операторная.
3.3 Объём автоматизации ДКС
Структурная схема автоматизации представлена на рисунке 3.1. Данная АСУТП разделена по объектам управления:
компрессорный блок (блочные компрессора К1.1 и К2.2);
блок компримирования газа КСУ;
система контроля и сигнализации загазованности.
Соединение данных элементов с АРМ осуществляется по стандарту RS-485.
Соединение АРМ между собой осуществляется по кабелю Ethernet. Таким образом все элементы системы взаимосвязаны.
.3.1 Перечень используемых средств автоматизации.
В таблице 3.1 приведен перечень используемых на станции средств автоматизации.
Приборы и средства автоматизации, предусмотренные для оснащения проектируемых объектов установки производятся заводами и объединениями Российской Федерации, внесены в Госреестр средств измерений.
Для местного контроля температуры предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки ТБ-Сд2.
Для местного контроля давления в выкидных трубопроводах насосов предусматриваются манометры технические показывающие виброустойчивые марки М-3ВУ.
Для местного контроля давления в технологических аппаратах предусматриваются манометры технические показывающие МП4-У и мановакуумметры МТИ-1218.
Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые
Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.
Таблица 3.1 - Перечень средств автоматизации
Наименование вида оборудованияКол-воПримечаниеПриборы и средства автоматизацииТермопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-274-08-Ехd-630/80-0,5 - Н10, (-50…+50°С) - 4-20мА-ТБ-Т5-У1.1, (-45…70°С) - ГП, «Метран» г. Челябинск60ExiaIICT6Нормирующий преобразователь НП-036Интеллектуальный датчик избыточного давления Метран-100-Ех-ДИ, внесен в Госреестр средств измерений, Сертификат №113206ExiаIIСT5XПреобразователь давления D-10-76Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 - -01-ТВ взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ2IExibIIBT5XСигнализатор уровня ультразвуковой СУР-6; взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ2IExibIIBT5ХВыключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У390ExiаIIBT5Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5; взрывозащищенный; ЗАО «Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ60ExiaIIBT5Счётчик нефти турбинный «МИГ», в комплекте: а) турбинный преобразователь расхода МИГ-50-1,6 -1 шт. б) датчик магнитоиндукц. НОРД-И2У-02 - 1 шт. в) блок обработки данных «VEGA-03»11ЕхdIIBT4Малогабаритный датчик избыточного давления Метран-55-Ех-ДИ; ПГ «Метран» г. Челябинск; внесен в Госреестр средств измерений, Сертификат №63121IExiаIIСT5XТермометр биметаллический ТБ-Сд2, «Теплоприбор» г. Казань71ExdiaIIВТ4Мановакуумметр для точных измерений МТИ-1218, внесен в Госреестр средств измерений8Манометр технический показывающий виброустойчивый М-3ВУ, ОАО «Манотомь», г. Томск, Сертифицирован и внесен в Госреестр Российской Федерации1Сигнализатор загазованности с диффузионной подачей пробы СТМ-10 в комплекте с датчиками; ФГУП СПО «АНАЛИТПРИБОР», продукция СПО сертифицирована Госстандартом РФ31ExdIICT4Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У390ExiаIIBT5Микровыключатель МП2101Л1Узел учёта газа с системой обработки информации на базе ИВК «МикроТЭК»1контроллер XPAC-80002Устройство коммутационное УК64М1Источник бесперебойного питания АРС Smart-UPS RT 3000 VA 230V1Комплексы средств автоматизацииАРМ оператора с базовым и прикладным ПО, монитор 21, источник бесперебойного питания, принтер2Сервер базы данных, с базовым ПО, Industrial SQL server, DDE/OPC server1Станция управления (технологическими площадками) с базовым и прикладным ПО1
Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые
Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.
Для дистанционного измерения температуры в технологических аппаратах и в трубопроводах предусматриваются термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205-Ех, ТСМУ-274-Ехd взрывозащищенного исполнения.
Для дистанционного измерения уровня жидкости в емкостях предусматриваются датчики уровня ультразвуковые ДУУ4-ТВ взрывозащищенного исполнения, маркировка IExibIIBT5 X.
Для измерения расхода газа после компрессоров предусматривается узел учёта газа в блочном исполнении.
Для измерения расхода газового конденсата предусматривается счётчик турбинный МИГ-50-1,6 с блоком обработки данных «VEGA-03».
Для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов предусматривается сигнализатор СТМ-10, с датчиками для диффузионного отбора пробы, маркировка по взрывоза щите 1ExdIICT4.
Датчики, измерительные преобразователи и сигнализаторы, размещаемые на открытой площадке без обогрева, имеют климатическое исполнение для работы при температуре от минус 500С до плюс 500С и исполнение по степени защиты от пыли и воды не ниже IP65 по ГОСТ14254-80.