Глава 2
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗМЕРЕНИЯХ И ПРИБОРАХ
§ 1. ПОНЯТИЕ ОБ ИЗМЕРЕНИЯХ
Все процессы и явления окружающего мира воспринимаются и изучаются человеком с
помощью сравнений и количественных оценок, осуществляемых путем измерений. Физические
законы, определяющие количественную связь между физическими величинами, устанавливаются в
результате экспериментов, обязательной составляющей которых также являются измерения.
Технологические процессы, промышленное производство и вся практическая деятельность человека
по производству материальных ценностей развивались и совершенствовались на основе и вместе с
развитием физики, химии и других наук, а следовательно, в зависимости от развития методов
измерения и приборостроения.
Добыча нефти, и газа — сложный технологический процесс, в котором находятся во
взаимосвязи и взаимодействии продуктивный пласт, расположенный на глубине сотен метров от
земной поверхности, и промысловое оборудование. Для максимального извлечения из пласта нефти
и газа в установленные сроки с наименьшими затратами необходимо знать и контролировать
основные технологические параметры, характеризующие процесс добычи, свойства коллектора и
добываемых нефти и газа в условиях их залегания в пласте.
Успехи в развитии отечественной нефтяной и газовой промышленности в значительной степени
стали возможны вследствие создания и развития отечественного нефтяного приборостроения.
Современный этап развития бурения, добычи и транспорта нефти и газа немыслим без
применения контрольно-измерительных приборов.
Вопросами теории измерений, средствами обеспечения их единства и способов достижения
необходимой точности занимается специальная наука — метрология.
Процесс измерения заключается в нахождении соотношения между измеряемой величиной и
другой» условно принятой за единицу измерения.
Так, если Q — измеряемая величина, и — единица измерения, а q — числовое значение
измеряемой величины в принятой единице, то приведенное выше определение будет выражено
следующим уравнением:
Q=qu.
(2.1)
Правая часть равенства (2.1) представляет собой результат измерения.
Результат всякого измерения является именованным числом и состоит из единицы измерений,
имеющей название, и числа q, показывающего, сколько раз данная единица содержится в измеряемой
величине.
Так, определяя длину тела, мы сравниваем ее с единицей длины — метром. Если мы говорим,
что длина тела равна 5 м, то это значит, что измеряемая величина Q в 5 раз (q=5) больше единицы
измерения (и=1 м).
Процесс измерения не всегда может быть выполнен простым сравнением измеряемой величины
с единицей измерений.
С точки зрения общих методов измерений в метрологии различают прямые, косвенные,
совокупные и совместные измерения.
Прямыми измерениями называют такие, при которых искомую величину находят
непосредственно из опытных данных. В этом случае значение
Q=qu=X.
(2.2)
К прямым можно отнести измерения: длины при помощи линейки, массы — с помощью гирь и
весов, давления — с помощью пружинного манометра, температуры — с помощью ртутного
термометра.
Большую часть физических величин определяют не путем непосредственных измерений, а с
помощью вычислений, пользуясь известными функциональными зависимостями.
Измерения, при которых искомую измеряемую величину определяют вычислениями по
результатам прямых измерений величин, связанных с искомой величиной известной
функциональной зависимостью, называют косвенными измерениями.
Значения измеряемой величины определяют по формуле
Q=f(X1, X2, Х3, .... Хn),
(2.3)
1
где Q — значение измеряемой величины; X1, ...,Xn — значения величин, измеряемых прямым
способом. Примеры косвенных измерений — определение объема тела по прямым измерениям его
геометрических размеров; определение расхода вещества, протекающего в трубопроводе, по
перепаду давления на дроссельном устройстве, установленном на пути потока; измерение
температуры с помощью термопары по эдс, возникающей в ее цепи при нагреве спая двух
материалов, из которых термопара составлена. 'Косвенные измерения представляют самый
многочисленный ряд измерений.
Совокупными измерениями называют такие, при которых искомое значение величин находят
решением системы уравнений, полученных при прямых измерениях различных сочетаний этих величин.
Совместными называют производимые одновременно измерения двух или нескольких
неодноименных величин для нахождения зависимости между ними. Примером совместных
измерений может быть измерение зависимости характеристики геликсной пружины скважинного
манометра при различной температуре окружающей среды, выполняемое для определения
коэффициента температурной поправки.
По способу выражения результатов измерений различают абсолютные и относительные
измерения.
Абсолютными называют измерения, основанные на прямых определениях одной или
нескольких основных величин или на использовании значений физических констант. Пример
абсолютных измерений — измерение длины в метрах, давления в паскалях, температуры в градусах.
Относительными называют измерения отношения величины к одноименной, играющей роль
единицы, или измерения величины по отношению к одноименной, принимаемой за исходную.
Пример относительных измерений — измерение относительной влажности воздуха, определяемой
как отношение количества водяных паров в 1 м3 воздуха к количеству водяных паров, которое
насыщает 1 м3 воздуха при данной температуре.
§ 2. ФИЗИЧЕСКИЕ ВЕЛИЧИНЫ И ИХ ЕДИНИЦЫ
Физическая величина — это свойство, общее в качественном отношении многим физическим
Объектам (физическим системам, их состояниям и происходящим в них процессам), но в
количественном отношении индивидуальное для каждого объекта, Так, например, температура или
плотность—свойства, характеризующие многие физические объекты, однако в количественном
отношении температура или плотность для каждого объекта индивидуальны.
Для определения значения физической величины необходимо условиться об единицах.
Единица физической величины представляет собой именованную величину, которая может
быть представлена в виде реального объекта или физического явления.
Единицы измерений подразделяют на основные и производные. Основные единицы физической
величины—единицы, выбранные произвольно, независимо от других единиц, используемых при
построении системы единиц. К таким единицам относятся метр, килограмм, секунда, Кельвин,
ампер, свеча. Число независимых единиц стремятся свести к минимуму.
Производные единицы физической величины—единицы, образуемые по определяющему эту
единицу уравнению из двух единиц данной системы независимых единиц.
Система единиц физических величин — совокупность основных (независимых) и производных
единиц, относящаяся к некоторой системе величин и образованная в соответствии с принятыми
принципами.
Единицы для измерения механических, тепловых, электрических, магнитных, акустических,
световых и других величин следует брать из государственных стандартов на отдельные области
измерения.
В ряде случаев основные и производные единицы по величине могут оказаться неудобными для
практического использования. Поэтому в технике измерений часто применяют единицы, представляющие кратные и дольные значения.
§ 3. ПОГРЕШНОСТЬ РЕЗУЛЬТАТА ИЗМЕРЕНИЯ И ИСТОЧНИКИ ЕЕ ПОЯВЛЕНИЯ
2
Познавая окружающий нас мир, физические предметы и явления, мы стремимся определить
истинное значение характеризующих их физических величин.
Однако абсолютно точно определить и измерить их значение невозможно. Наше познание будет
с той или иной степенью точности приближаться к истинному значению. Точность измерения
истинных значений физических величин зависит от метода измерения, от технических средств, с
помощью которых проводятся измерения, от условий проведения измерения и от свойств органов
чувств наблюдателя.
Результат измерения складывается из двух величин: истинного значения величины и
погрешности ее измерения. Но, как мы уже отмечали, даже пользуясь самыми точными
измерительными средствами, выполняя измерения самым тщательным образом, мы все равно не
получим истинного значения физической величины. Поэтому при определении погрешности
пользуются не истинным, а действительным значением величины.
Под действительным значением физической величины следует понимать такое ее значение,
которое найдено экспериментальным путем и настолько приближается к истинному, что для данной
цели может быть использовано вместо него.
Отклонение результата от действительного значения измеряемой величины называется
погрешностью измерения.
Если действительную величину обозначить Q, а погрешность ее измерения Δх, то результат
определится равенством
откуда
т. е. погрешность представляет собой разность между результатом измерения и действительным
значением физической величины.
Так, если измеренная температура вещества Х=71,5 °С, а действительная Q=71 °C, то
погрешность измерения составит
Чтобы определить действительное значение измеряемой величины, необходимо, согласно
равенству (2.4), из результата вычесть погрешность:
т.е. внести поправку в приближенное значение измеряемой величины.
Если поправку обозначить через Δq, то получим
или
Следовательно, поправка представляет собой погрешность, взятую с обратным знаком.
В нашем примере поправка Δq=-0,5 и действительное значение измеряемой величины Q=71,5—
0,5=71 °C.
При выполнении измерений стремятся к получению результата с возможно большей точностью,
к возможно большему приближению к действительной измеряемой величине, а следовательно, и к
максимальному возможному уменьшению погрешности.
Несмотря на огромное число причин возникновения погрешностей измерений, их можно
объединить в следующие группы: методические, инструментальные и субъективные.
Методические погрешности—следствие неточности метода измерения или расчетной формулы,
положенной в основу создания прибора. Такие погрешности могут быть также обусловлены тем, что
принципиальная схема прибора не обеспечивает точного воспроизведения функциональной
зависимости, связывающей измеряемую величину с той, на которую в действительности реагирует
чувствительный элемент.
В качестве примера можно привести прибор для определения содержания воды в нефти
(влагомер) по изменению диэлектрической проницаемости. Действительно, диэлектрическая
проницаемость воды существенно отличается от диэлектрической проницаемости нефти и изменение
содержания воды в водонефтяной эмульсии приводит к изменению суммарной диэлектрической
проницаемости последней. Однако диэлектрическая проницаемость самой нефти для различных ее
3
сортов различна и несколько изменяется с изменением температуры и объема растворенного в нефти
газа.
Результаты измерения содержания воды в нефти влагомерами, не учитывающими влияния
отмеченных факторов, давали погрешность.
Инструментальные погрешности — следствие недостатка конструкции прибора, несоблюдения
технологии его изготовления и неточности изготовления деталей прибора, недостатков регулировки
и сборки прибора, а также следствие его износа или старения.
Инструментальные погрешности делят на следующие основные группы: погрешности
изготовления шкалы, погрешности трения, погрешности, вызванные наличием зазоров, погрешности
остаточной деформации (гистерезиса).
Инструментальные погрешности определяют экспериментально и заносят в паспорт прибора.
Однако определенные однажды, они не остаются неизменными в течение всего срока эксплуатации
прибора. Погрешности изготовления шкалы могут изменяться от смещения стрелок. Погрешности
трения могут возрасти от засорения механизма прибора пылью, в результате коррозии деталей, нарушения нормальной смазки и т. д. Погрешности остаточной деформации (гистерезиса) могут возрасти
при работе прибора вблизи крайних точек шкалы.
Чтобы быть уверенным в том, что инструментальные погрешности находятся в допустимых
пределах, необходимо осуществлять периодическую поверку приборов, т. е. сравнивать показания
рабочих приборов с образцовыми. Такую поверку прибора следует выполнять перед его
использованием даже в тех случаях, если прибор в течение длительного времени не
эксплуатировался.
Субъективные погрешности — это такие погрешности, которые зависят от индивидуальных
качеств наблюдателя (исследователя, оператора). Эти погрешности зависят от индивидуальной
оценки показаний прибора тем или иным наблюдателем, от опытности его, от положения
наблюдателя относительно прибора.
По своей природе погрешности можно разделить на систематические, случайные и грубые.
Систематическими погрешностями называют составляющие погрешности измерения,
остающиеся постоянными или закономерно изменяющимися при повторных измерениях одной и той
же величины. Эти погрешности могут быть изучены и определены, влияние их на результат
измерения устраняется введением поправок.
Но даже если все, систематические погрешности учтены, т. е. вычислены и введены все
поправки, то и в этом случае результаты измерения все же не свободны от случайных погрешностей.
Случайными называют погрешности, изменяющиеся случайным образом, при повторных
измерениях одной и той же величины. Их обнаруживают при повторных измерениях, выполненных с
одинаковой тщательностью. Эти погрешности следуют законам, которые выводятся в теории
вероятностей по отношению к случайным величинам. Закономерность случайных погрешностей
обнаруживают путем анализа и сравнения большого ряда измерений.
Источники случайных погрешностей — влияние различных неконтролируемых внешних
условий. Случайная погрешность зависит от точности измерительных приборов и тщательности
выполнения измерений. Но как бы тщательно измерения ни проводились, какими бы точными
приборами для измерений ни пользовались, избежать случайных погрешностей невозможно.
Однако случайные погрешности можно оценить, а влияние их на результат свести к минимуму
с помощью математических приемов, выработанных теорией вероятностей.
Грубыми называются погрешности, явно превышающие по своему значению погрешности,
оправданные условиями эксперимента. Причина этих погрешностей — непредусмотренные
изменения условий эксперимента, например внезапное изменение напряжения в сети
электропитания.
К грубым погрешностям тесно примыкают промахи — погрешности, зависящие от наблюдателя
и связанные с неправильным обращением со средствами измерений» с неверным отсчетом показаний
или ошибками при записи результатов.
Наблюдения, содержащие грубые погрешности (промахи), должны быть исключены из
дальнейшего рассмотрения.
Для учета влияния случайных погрешностей одну и ту же величину измеряют многократно.
Наиболее достоверным значением, которое мы можем приписать измеряемой величине после
4
большого числа измерений, заслуживающих одинакового доверия, является среднее арифметическое
из полученных измерений:
где х1, х2,..., хn—значения, полученные при измерении величины X. Если вычесть среднее
значение из измеренных величин
получим δi, называемые остаточными погрешностями, которые могут быть положительными и
отрицательными.
При отсутствии ошибок вычисления средней арифметической и остаточных погрешностей
должно соблюдаться условие
Степень достоверности двух рядов измерений можно оценивать по средней арифметической
абсолютных значений остаточных погрешностей
Ряд случайных погрешностей характеризуется своим законом распределения вероятностей.
Большая часть случайных величин, встречающихся в практике, и в частности случайные
погрешности измерений, имеет так называемый нормальный закон распределения (закон Гаусса),
который описывается уравнением
где у—частота появления случайных погрешностей определенного значения; е — основание
натуральных логарифмов; σ — средняя квадратическая погрешность ряда измерений:
Как видно из рис. 2.1, на котором по оси абсцисс даны значения случайных погрешностей, по
оси ординат—частоты появления каждой погрешности, кривая Гаусса симметрична, т. е. равные по
абсолютной величине, но разные по знаку случайные погрешности встречаются одинаково часто.
Частота появления малых погрешностей значительно больше частоты появления больших
погрешностей.
При определении средней квадратической погрешности с погрешности с разными знаками не
будут компенсироваться и влияние особенно больших погрешностей будет нагляднее.
Между средней квадратической о и средней арифметической v погрешностями существует
соотношение
Кроме указанных параметров точности в теории
случайных
погрешностей
рассмотрены
вероятная
погрешность ряда измерений ρ и наибольшая (предельная)
возможная погрешность ряда измерений δпред.
Приведем соотношения между погрешностями ρ, δпред
и σ:
Уравнение (2.13) показывает, что все возможные случайные погрешности по абсолютной
величине не должны превышать 3σ.
5
§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИИ
Все измерения осуществляют с помощью мер и измерительных приборов. Их совокупность
представляет собой средства измерений.
Меры и приборы можно классифицировать по различным признакам: степени точности,
назначению, принципу действий, способу измерения, конструктивному оформлению и т.д.
Классификация по указанным признакам будет дана в главах, посвященных измерению
определенных параметров.
Здесь дана метрологическая классификация мер и измерительных приборов по общим
признакам, присущим всем измерительным приборам, независимо от того, для измерения какого
параметра они предназначены.
Средствами измерений называют технические средства, используемые при измерениях и
имеющие нормированные метрологические свойства.
Мерами называют средства измерений, предназначенные для воспроизведения физической
величины заданного размера. Например, мерой массы служит гиря, мерой электрического
сопротивления — измерительный резистор, мерой частоты электрических колебаний — кварцевый
генератор. Мера, воспроизводящая физическую величину лишь одного размера, называется
однозначной (например, гиря, концевые меры длины, измерительный сосуд). Меры, воспроизводящие ряд одноименных величин различного размера, называют многозначными. Примерами
многозначных мер могут служить линейка с нанесенными делениями, конденсатор переменной
емкости. Меры обладают действительным и номинальным значениями. Действительным называется
действительное значение величины, воспроизводимой мерой. Значение величины, приписанное мере,
называют номинальным значением меры.
Измерительным прибором называют средство измерений, предназначенное для выработки
сигнала измерительной информации в форме, доступной для непосредственного восприятия наблюдателем. Измерительные приборы можно разделить на следующие группы.
1. Аналоговые приборы, показания которых являются непрерывной функцией изменения
измеряемой величины.
2. Цифровые приборы, автоматически вырабатывающие дискретные сигналы измерительной
информации, показания которых представлены в цифровой форме.
3. Показывающие приборы, допускающие только отсчитывание показаний.
4. Регистрирующие приборы, в которых предусмотрена регистрация показаний.
5. Самопишущие приборы, в которых предусмотрена запись показаний в форме диаграммы.
6. Печатающие приборы, представляющие собой регистрирующие, в которых предусмотрено
печатание показаний в цифровой форме.
7. Приборы сравнения, предназначенные для непосредственного сравнения измеряемой
величины с величиной, значение которой изч вестно. Примером таких приборов являются
равноплечие весы и компаратор для линейных мер.
8. Интегрирующие приборы, в которых измеряемая величина интегрируется по времени или по
другой независимой переменной. В качестве примеров можно привести счетчики расхода жидкости
или электроэнергии, планиметры.
9. Суммирующие приборы, показания которых функционально связаны с суммой двух или
нескольких величин, подводимых к ним по различным каналам.
В состав измерительных приборов входят измерительные преобразователи, предназначенные
для выработки сигнала измерительной информации в форме, удобной для передачи, дальнейшего
преобразования, обработки и хранения, но не поддающейся непосредственному восприятию
наблюдателем.
Различают измерительные преобразователи первичные, промежуточные и передающие.
Первичный измерительный преобразователь—первый в измерительной цепи, к которому
подведена измеряемая величина. Примеры первичных преобразователей: термопара в цепи термоэлектрического термометра, сужающее устройство расходомера.
Промежуточным называют преобразователь, занимающий в измерительной цепи место после
первичного.
6
Передающим называют преобразователь, предназначенный для дистанционной передачи
сигнала измерительной информации, например, пневматический, индуктивный, частотный.
В измерительной технике различают также и измерительные установки, представляющие собой
совокупность функционально объединенных средств измерения (мер, измерительных приборов,
измерительных преобразователей) и вспомогательных устройств, предназначенных для выработки
сигналов измерительной информации в форме, удобной для непосредственного восприятия
наблюдателем, и расположенных в одном месте.
Как пример измерительной установки можно привести хрома-тографическую установку,
включающую пробоотборное устройство, разделительную колонку, детектор, регистрирующий
прибор и различные Ёспомогательные устройства, обеспечивающие работу установки в
определенном режиме.
22
В связи с развитием систем автоматического управления технологическими процессами и
предприятиями в последнее время в промышленности начали широко внедрять измерительные
системы.
Измерительная система — совокупность средств измерений (мер, измерительных приборов,
измерительных преобразователей) и вспомогательных устройств, соединенных между собой каналами связи, предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме,
удобной для автоматической обработки, передачи и использования в автоматических системах
управления.
С метрологической точки зрения все меры и измерительные приборы делятся на образцовые и
рабочие.
К образцовым мерам и измерительным приборам относятся меры и приборы, предназначенные
для хранения и воспроизведения единиц измерения и для поверки и градуировки всякого рода мер и
измерительных приборов.
Образцовые меры и измерительные приборы делятся на эталоны, меры и измерительные
приборы ограниченной точности.
Эталоны—образцовые меры и образцовые измерительные приборы, служащие для хранения и
воспроизведения единиц с наивысшей достижимой при данном состоянии измерительной техники
точностью.
Образцовые меры и измерительные приборы ограниченной точности — меры и приборы,
служащие для практических работ по поверке и градуировке мер и измерительных приборов.
К рабочим мерам и измерительным приборам относят все меры и приборы, кроме образцовых,
предназначенные для измерения.
§ 5. ПОГРЕШНОСТИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И КЛАССЫ ТОЧНОСТИ
Погрешность — основной показатель точности измерения. Чем меньше погрешность, тем выше
точность измерения.
Погрешность измерения зависит от погрешности мер и измерительных приборов, с помощью
которых выполняются измерения.
Абсолютной погрешностью меры Δхм называют разность между действительным значением
меры Qм и ее номинальным значением Qн;
Действительное значение меры — это значение данной меры, определяемое образцовыми
мерами или образцовыми измерительными приборами. Степень приближения действительного
значения меры к номинальному называют точностью меры.
Номинальное значение меры — это число воспроизводимых единиц измерения, указанное на
мере или присвоенное ей на основании технических данных изготовления меры.
Абсолютная погрешность прибора Δхп — разность между показанием прибора Qп и
действительным значением измеряемой величины:
Погрешность показаний прибора является показателем его точности, т. е. степени приближения
его показаний к действительному значению измеряемой этим прибором величины.
7
Причиной погрешности показаний прибора могут быть недостатки качества изготовления,
сборки и градуировки приборов, а также влияние различных факторов (температура, влажность, давление и др.). Погрешности прибора могут зависеть также от значения измеряемой величины и,
следовательно, будут неодинаковыми для различных показаний приборов. Зависимость обычно
дается в виде таблицы или графика.
Значительное влияние на точность показаний приборов оказывает его чувствительность. Под
чувствительностью понимают отношение линейного или углового перемещения указателя к изменению значения измеряемой величины, вызвавшему это перемещение:
где δа—угловое или линейное перемещение указателя; δQ—изменение измеряемой величины.
Наименьшее значение измеряемой величины, способное вызвать малейшее изменение
показаний прибора, называется порогом чувствительности измерительного прибора.
Наибольшая (полученная экспериментально)
разность между повторными показаниями
измерительного прибора при одном и том же действительном значении измеряемой величины и
неизменных внешних условиях называется вариацией.
У показывающих приборов вариацию можно обнаружить, если изменять действительное
значение измеряемой величины от нижнего до верхнего предела, а затем — в обратном порядке,
отмечая соответствующие этим значениям показания прибора. Для интегрирующих приборов, отсчет
которых не может быть повторен, за вариацию принимают наибольшую разность между отдельными
погрешностями, соответствующими одному и тому же значению измеряемой величины при прочих
равных условиях.
Погрешности, вызываемые вариацией, могут внести серьезные искажения в результаты
измерений, поэтому величина их регламентируется.
В образцовых приборах соотношение между вариацией и ценой деления должно быть таким,
чтобы вариация не превышала 0,2 деления шкалы, а в технических приборах — 0,5.
Относительной погрешностью меры или измерительного прибора называют отношение
абсолютной погрешности к действительному значению воспроизводимой мерой или прибором
величины:
Приведенной погрешностью измерительного прибора называют отношение погрешности
измерительного прибора к пределу измерений (диапазону измерений, длине шкалы). Приведенную
погрешность обычно выражают в процентах.
В зависимости от характера изменения измеряемой величины при измерении могут быть
получены статическая и динамическая погрешности.
Статическая погрешность средства измерения—это погрешность средства измерений,
используемого для измерения постоянной величины.
Динамическая погрешность средства измерений—это разность между погрешностью измерений
в динамическом режиме (переменной во времени измеряемой величины) и его статической
погрешностью, соответствующей значению величины в данный момент времени.
На погрешность прибора, как это было указано ранее, влияют недостатки изготовления прибора
(неточность изготовления) отдельных деталей, несоблюдение технологии изготовления, неточности
сборки и т. д. Эти причины приводят к систематической погрешности средства измерения, под
которой понимают составляющую погрешности средства измерений, остающуюся постоянной или
закономерно изменяющуюся.
Случайной погрешностью средства измерений называют составляющую погрешности средства
измерений, изменяющуюся случайным образом.
На погрешность прибора влияют внешние условия, при которых этот прибор используется
(температура, давление, магнитное поле и т. д.). Отличие этих условий от нормальных приводит к
дополнительным погрешностям. Поэтому различают основную и дополнительную погрешности
измерительных средств.
Основной погрешностью средств измерений называют погрешность средства измерений,
используемого в нормальных условиях.
8
Дополнительной погрешностью измерительных средств называют изменение их погрешности,
вызванное отклонением одной из влияющих величин от нормального значения.
Ограничение на применение средств измерений накладывается пределом допускаемой
погрешности, под которым понимают наибольшую (без учета знака) погрешность средства
измерения, при которой средства измерений могут быть признаны годными и допущены к
применению.
Все средства измерений по точности показаний разделяют на классы.
Класс точности средств измерений—это обобщенная характеристика средств измерений,
определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими
свойствами средств измерений, влияющими на точность, значения которых устанавливаются в
стандартах на отдельные виды средств измерений.
Класс точности прибора определяют минимальной абсолютной погрешностью приборов,
отнесенной к пределу измерения и выраженной в процентах:
где хп max — максимальная абсолютная погрешность прибора; N— предел измерения прибора.
Для установления единого критерия оценки погрешности измерения, а также облегчения
выбора прибора в соответствии с необходимой точностью измерения принят определенный ряд
классов:
Так, например, для средств измерений с относительной погрешностью δ, равной 0,5 %, класс
точности обозначается 0,5.
Конкретные ряды классов точности устанавливают в стандартах на отдельные средства
измерений.
Контрольные вопросы
1. Какими вопросами занимается метрология?
2. Что называют прямыми, косвенными и совместными измерениями?
3. Что называется погрешностью измерений? Назовите причины возникновения погрешностей
измерений.
4. Назовите виды погрешностей измерений и дайте их характеристику.
5. Что характеризует средняя квадратическая погрешность измерения?
6. Что называется мерой, измерительным прибором и измерительной системой?
7. Дайте определение статической и динамической погрешностей средств измерений.
8. Что такое основная и дополнительная погрешности измерительных средств?
9. Что такое класс точности прибора и чем он определяется?
Глава 3
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРИБОРОВ
И СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ
§ 1. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
Государственная система промышленных приборов и средств автоматики (ГСП) определяет
направление в развитии отечественного приборостроения, обеспечивающее повышение технического
уровня приборов, средств автоматики, ускорение темпов внедрения информационных и
автоматических систем управления производством всех отраслей народного хозяйства.
ГСП—это совокупность приборов и устройств, охватывающих всю номенклатуру
отечественного приборостроения, в состав которой должны входить системы контроля и
регулирования технических процессов, системы устройства вычислительной техники и приборов
контроля параметров по основным отраслям отечественного приборостроения.
ГСП строится по блочно-модульному принципу, позволяющему из сравнительно небольшого
числа блоков и модулей создавать рационально ограниченные ряды приборов широкого применения,
необходимых для автоматизации.
9
По функциональному признаку все блоки и приборы, входящие в ГСП, делятся на четыре
группы устройств:
1) получения нормированной информации о состоянии процесса;
2) приема, преобразования и передачи информации по каналам связи;
3) преобразования, хранения и обработки информации и формирования команд управления;
4) использования командной информации для воздействия на процесс или для представления ее
оператору.
В первую группу входят первичные измерительные преобразователи, которые вместе с
нормирующими устройствами, формирующими унифицированный, пропорциональный измеряемой
величине сигнал, образуют датчики измерительной информации.
Во вторую группу входят коммутаторы измерительных цепей, преобразователи сигналов и
кодов, шифраторы и дешифраторы, согласовательные устройства, а также устройства
телесигнализации, телеизмерения и телеуправления.
В третью группу входят усилители, преобразователи и анализаторы сигналов и кодов,
логические устройства памяти, регистрирующие устройства, задатчики, регуляторы, управляющие
вычислительные комплексы и устройства.
К четвертой группе относятся исполнительные механизмы, показывающие, самопишущие и
печатающие приборы, а также графопостроители и мнемосхемы.
Для согласования взаимодействия отдельных приборов
и устройств предусмотрена
стандартизация:
параметров
входных и
выходных
сигналов,
источников энергии;
присоединительных размеров для соединения приборов и присоединения к источникам питания;
основных монтажных размеров приборов; материалов, необходимых для работы приборов
(диаграммной, магнитной ленты, перфоленты, бланков, различных реактивов и др.).
Получение контрольной информации о ходе технологических процессов возможно, если эта
информация будет условно, но вполне однозначно связана с какой-то физической величиной
(параметром). Такая физическая величина, вещественная или энергетическая, условно выбранная для
передачи необходимых сведений, называется сигналом. В измерительной технике и автоматике в
качестве сигналов применяют преимущественно энергетические величины, так как они позволяют
осуществлять передачу информации на расстояние, преобразование, сравнение и получение новых
сигналов. Сигналы могут быть непрерывными и прерывными (дискретными). Во втором случае их
длительность ограничена некоторыми заданными значениями и может быть постоянной или
переменной.
В зависимости от рода энергии, используемой от вспомогательного источника для
формирования сигнала, ГСП разделяется на ветви—электрическую, пневматическую и
гидравлическую. Кроме того, существует ветвь приборов и устройств без источников вспомогательной энергии. Энергия для образования сигналов у данной ветви отбирается от контролируемой
среды.
Очевидно, что не все приборы и средства автоматизации могут быть отнесены к ГСП, хотя их
широко применяют и в дальнейшем будут использовать в промышленности.
Приборы, не входящие в ГСП, должны соответствовать ее требованиям к техническим и
эксплуатационным характеристикам и конструктивным особенностям.
Конструктивной базой для монтажа элементов, модулей устройств и агрегатов ГСП являются
унифицированные типовые конструкции (УТК). В качестве базовой системы логических элементов
электрических ветвей ГСП широко используют комплексы унифицированных логических элементов.
Типовой логический (унифицированный) модуль выполнен в виде кассеты, состоящей из печатной
платы, на которой располагаются отдельные компоненты схемы.
Принципы, положенные в основу создания ГСП, позволяют из групп функциональных
устройств образовывать системы средств автоматизации, охватывающие все звенья получения,
передачи, обработки и использования информации, из которых могут создаваться разнообразные
информационные системы, системы контроля, регулирования и управления.
В последнее время ведутся работы по созданию ряда агрегатированных комплексов приборов и
устройств различного назначения, представляющих собой рациональные ряды функционально законченных блоков и устройств, а также модулей и узлов, для построения информационноизмерительных аналитических, испытательных и управляющих систем на основе базовых
конструкций, унифициророванных сигналов, метрологической и эксплуатационной совместимости.
10
§ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕТВЕЙ ГСП
Как указывалось, в зависимости от рода используемой вспомогательной энергии устройства
образуют соответствующие ветви ГСП - электрическую, пневматическую и гидравлическую.
Электрическая ветвь представляет собой ряд приборов и средств автоматизации, в которых в
качестве внешней энергии используется электрическая, а энергетическим носителем информации
является электрический сигнал. Такая ветвь наиболее универсальна, обладает высокой
чувствительностью, точностью, быстродействием и дальностью связи.
Пневматическая ветвь представляет собой ряд приборов и устройств (датчики, преобразователи,
позиционеры, регулирующие устройства, исполнительные механизмы), в которых в качестве источника внешней энергии используется сжатый воздух, а энергетическим носителем информации
является
пневматический
сигнал.
Эта
ветвь
характеризуется
безопасностью
в
легковоспламеняющихся и взрывоопасных средах.
В приборах и устройствах гидравлической ветви источником внешней энергии, а также
энергетическим носителем информации являются гидравлические сигналы, создаваемые
минеральными маслами (веретенное, турбинное, трансформаторное и др.) и водой.
Гидравлические приборы позволяют получить точные перемещения исполнительных
механизмов при больших усилиях.
По характеру выходных сигналов различают аналоговые и дискретные устройства. В
электрических аналоговых устройствах в качестве несущего информацию параметра непрерывного
сигнала используют значения силы тока или напряжения, а также частоты ил» фазы (при переменном
токе); в дискретных — число импульсов ила их сочетаний с различными признаками (код).
Практически в автоматизированных системах используют комбинированные устройства
(электропневматические, электрогидравлические, пневмогидравлические). Поэтому приведенное
понятие-«ветвь» имеет несколько условный, классификационный характер. Связь электрических,
пневматических, гидравлических приборов осуществляется с помощью преобразователей сигналов.
Унифицированные параметры входных и выходных сигналов приведены ниже.
§ 3. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ С УНИФИЦИРОВАННЫМИ СИГНАЛАМИ
Для преобразования измерительной информации в унифицированный сигнал в ГСП применяют
преобразователи, работающие на принципе силовой компенсации.
11
На рис. 3.1 приведена схема унифицированного преобразователя с электросиловой
компенсацией. Измеряемая физическая величина воздействует на чувствительный элемент
измерительного устройства 7 и преобразуется в усилие Р, которое через рычажную систему 2
уравновешивается
усилием
Рос,
создаваемым
магнитоэлектрическим устройством обратной связи.
При изменении измеряемой величины пластина 5
перемещается относительно индикатора рассогласования 6 дифференциально-трансформаторного типа.
Это перемещение вызывает изменение напряжения
переменного тока, которое поступает на вход усилителя
7.
После выпрямления и усиления с выхода усилителя
сигнал поступает в линию дистанционной передачи и
одновременно в последовательно соединенную с ней
рамку 8 магнитоэлектрического устройства 9
электросилового преобразователя, где он преобразуется
в
пропорциональное механическое усилие обратной
связи Рос, уравновешивающее посредством рычажной
системы 2 измеряемое входное усилие Р.
Таким образом, сила постоянного тока на выходе преобразователя пропорциональна усилию Р,
а следовательно, и значению измеряемой физической величины. Настройка преобразователя на
заданный предел измерения осуществляется
перемещением сухаря 3. Установка начального
значения выходного сигнала преобразователя осуществляется пружиной 4 корректора нуля.
Принцип действия частотно-силовых преобразователей основан на преобразовании механического усилия в частоту собственных поперечных колебаний струнного элемента. Измеряемая
физическая величина (рис. 3.2) воздействует на чувствительный элемент измерительного устройства
/ и преобразуется в пропорциональное усилие Р, которое через
рычаг 2 передается струне 4. При этом частота собственных
колебаний струны, находящейся в поле постоянного магнита 7,
изменяется пропорционально значению измеряемой величины:
где l—длина струны; ρ—плотность материалы струны;
σ—напряжение, создаваемое в струне силой Р.
Возникающая в струне, колеблющейся в поле
постоянного магнита, эдс усиливается в блоке 6. Выходной
сигнал частотой 1500— 2500 Гц с выхода усилителя передается вторичному прибору. Настройка
датчика на заданный диапазон измерения осуществляется изменением места закрепления рычага 2 в
опоре 5 и корректором 3.
Электрические частотно-силовые датчики и преобразователи ГСП предназначены для работы в
комплекте с цифровыми приборами, машинами цифрового контроля и управления (МЦКУ) и
управляющими вычислительными машинами (УВМ) с использованием средств ввода информации.
Принципиальная схема пневмосилового преобразователя
показана на рис. 3.3. Измеряемая физическая величина
преобразуется в измерительном блоке 1 в пропорциональное
усилие Р, которое, воздействуя на рычаг 2, приводит к
перемещению заслонки 5 относительно сопла 6.
При этом давление в пневмосистеме 7 увеличивается и
воздейвует на сильфон обратной связи 8. Усилие обратной
связи через рычаг 9 передается рычагу 2, вследствие чего
положение заслонки относительно сопла и давление на выходе
пневмолиний в процессе измерения в каждый данный момент
соответствуют значению измеряемой физической величины. Пределы изменения выходного сигнала
20—100 кПа.
12
Преобразователь настраивают на заданный диапазон измерения изменением передаточного
отношения рычажной системы, что осуществляется перемещением сухаря 3. Точная установка
начального значения у выходного сигнала преобразователя выполняется пружиной 4 корректора
нуля.
Рассмотренные преобразователи предусмотрены для работы с чувствительными элементами
для измерения давления, разности давлений, вакуума, температуры, расхода и других физических
величин.
Для связи между ветвями ГСП используются преобразователи сигналов. Эти преобразователи
используются для создания единой системы приборов и устройств, входящих в различные ветви ГСП
(электрическую аналоговую и дискретную, пневматическую и гидравлическую).
Для преобразования унифицированного непрерывного сигнала постоянного тока в
пропорциональный унифицированный пневматический сигнал применяется электропневматический
преобразователь ЭПП-63, схема которого изображена на рис. 3.4.
Унифицированный сигнал постоянного тока поступает в обмотки катушки 2, закрепленной на
рычаге 3, и создает при взаимодействии с магнитным полем постоянного магнита втягивающее
усилие. При этом заслонка 9 приближается к соплу 8, и давление в камере Мк пневмоусилителя
увеличивается. Дифференциальная мембрана 7 откроет доступ воздуха из камеры Пк в камеру Вк и к
сильфону обратной связи 6, который, действуя на рычаг 3 через рычаг 5 и тягу 4, осуществляет
13
силовую компенсацию. Таким образом осуществляется пневмосиловая компенсация, и изменение
давления воздуха на выходе пневмоусилителя всегда будет пропорционально изменению тока на
входе электропневмопреобразователя.
Пневмоэлектрические преобразователи предназначены для непрерывного линейного
преобразования
унифицированного
пневматического
сигнала
в
пропорциональный
унифицированный электрический сигнал постоянного или переменного тока.
В схеме прямого преобразования (рис. 3.5,а) чувствительный элемент / воспринимает давление
сжатого воздуха и преобразует его в механическое перемещение, а последнее элементом 2, в свою
очередь,—в электрический сигнал.
Схема устройства пневмоэлектрического преобразователя прямого преобразования типа ППЭ-6
показана на рис. 3.6,а. Пневмосигнал, поступая в корпус 6, действует на сильфон /, в котором
установлена пружина 5. К дну сильфона крепится шток, на другом конце которого закреплен
сердечник 3, расположенный в полости катушек дифференциального трансформаторного
преобразователя, имеющего обмотку питания 2 и вторичную обмотку 4. Изменение давления на
входе ППЭ-6 приводит к сжатию сильфона и перемещению сердечника. Вследствие этого на выходе
вторичной катушки будет пропорционально изменяться напряжение.
В схеме пневмоэлектрического преобразователя с электросиловой компенсацией (рис. 3.6,6)
унифицированный пневмосигнал, действуя на пружину 1, создает усилие, которое через тягу 2
действует на рычажный механизм 3 преобразователя и уравновешивается усилием
магнитоэлектрического устройства обратной связи. Изменение пневмосигнала приводит к
перемещению индикаторной пластины 6 относительно индукционной катушки, индуктивность
которой L1 входит в колебательный контур высокочастотного генератора. При этом изменяется
выходное напряжение генератора, которое через конденсатор С1 подается на диод D1, где
выпрямляется, а затем усиливается двухкаскадным полупроводниковым усилителем, собранным на
транзисторах Т2 и Т1. Выходной сигнал, поступающий в линию связи, используется для создания
усилия обратной связи. Выходной ток, проходя по виткам катушки L2, укрепленной на рычаге 3, создает магнитное поле, взаимодействующее с магнитным полем постоянного магнита 7, а также
компенсационное усилие. Таким образом, выходной ток пропорционален величине пневмосигнала,
поступающего на вход преобразователя. Для настройки преобразователя предусмотрен
регулировочный винт 5 с пружиной 4.
Электрогидравлические
преобразователи
предназначены
для
преобразования
унифицированного сигнала электрического тока в соответствующий гидравлический сигнал.
Входным сигналом является электрический ток, поступающий на электрогидравлический
управляющий элемент и преобразующийся в механическое перемещение — вход гидравлического
усилителя. К выходу последнего может быть присоединен гидравлический двигатель. На выходе
электрогидравлического преобразователя получают сигнал в виде давления или расхода рабочей
жидкости.
14
В качестве управляющих элементов применяют электрические включающие элементы (реле,
микровыключатель). В качестве усилителей используют золотниковое устройство или струйную
трубку в сочетании с поршневым сервоприводом.
Электрогидравлические
преобразователи
применяют
преимущественно
в
электрогидравлических исполнительных механизмах.
Для преобразования электрических аналоговых унифицированных сигналов в дискретные или
дискретных сигналов в аналоговые применяют соответствующие преобразователи сигналов
электрических величин.
Контрольные вопросы
1. Назовите функциональные группы устройства ГСП.
2. Дайте характеристику электрической, пневматической и гидравлической
ветвей ГСП.
3. Объясните устройство унифицированного электросилового преобразователя.
4. Расскажите об устройстве унифицированного частотного преобразователя.
5. Объясните устройство унифицированного пневмосилового преобразователя.
6. Расскажите о назначении и устройстве электропневматических преобразователей.
7. Объясните назначение и устройство пневмоэлектрических преобразователей.
Гл а в а 4
СИСТЕМЫ ДИСТАНЦИОННЫХ ИЗМЕРЕНИИ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ДИСТАНЦИОННОЙ ПЕРЕДАЧИ
При централизованном контроле и управлении технологическим процессом необходимо
значения измеряемых параметров от различных точек технологических объектов передать к единому
пункту контроля и управления либо к регулирующему устройству. При этом расстояния, на которые
приходится передавать сигналы измеряемых параметров на нефтяных и газовых промыслах, в ряде
случаев достигают боле десяти километров.
Система передачи измеряемой величины на расстояние (рис. 4.1) состоит из первичного
измерительного преобразователя, передающего измерительного преобразователя, канала связи,
приемника и вторичного прибора. Первичный измерительный преобразователь 1 находится в
непосредственном контакте с измеряемой средой, воспринимает значение Cвx1 измеряемого
параметра и преобразует его в сигнал х, который подается на вход передающего преобразователя 2.
Передающий преобразователь преобразует измерительный сигнал в параметр С вых1 удобный для
телепередачи, и передает в канал связи. На приемной стороне сигнал Свх2 поступает на вход
приемника 3, где он преобразовывается в сигнал Свых2, воздействующий на вторичный прибор 4.
Вторичный прибор преобразует измерительный сигнал в показания значения измеряемой величины в
удобном для восприятия виде. Следует учитывать, что сигнал Свх2 на приемной стороне канала связи
может отличаться от сигнала Свых1 на выходе передающего преобразователя вследствие воздействия
на канал связи различных помех.
Первичный преобразователь представляет собой чувствительный элемент, устанавливаемый
непосредственно на объекте и находящийся под воздействием измеряемой среды. Вид и пределы
измерения измеряемого параметра, условия монтажа и эксплуатации на конкретном объекте
оказывают определяющее влияние на выбор принципа действия и конструктивное оформление
первичных измерительных преобразователей и обусловливают весьма значительную номенклатуру
их типов. Для измерения одного параметра в зависимости от требуемых пределов измерений и
условий эксплуатации применяют большое число первичных и измерительных преобразователей.
В связи с тем что передающий измерительный преобразователь предназначен для
преобразования измерительного сигнала в параметр, удобный для телепередачи, выбор типа его
зависит от канала телепередачи.
15
В зависимости от условий телеизмерений в нефтяной и газовой промышленности применяют
электрический и пневматический каналы связи. При измерении глубинных параметров процесса
бурения скважин используют также гидравлический канал связи (см. гл. 10). В случае
электрического канала связи измерительный сигнал преобразуется в пропорциональный
электрический параметр: силу и напряжение тока, импульсы и частоту тока.
Метод преобразования измеряемого сигнала в силу и напряжение тока называют методом
интенсивности. В устройствах интенсивности преобразователь измеряемой величины включен
непосредственно в линию, а на приемной стороне непосредственно в линию ча показаний
осуществляется обычно постоянным током. Это исподключен прибор, измеряющий силу тока или
напряжение. Передаключает влияние изменения индуктивности и емкости линии связи на показания
вторичного прибора и позволяет применять в качестве вторичных магнитоэлектрические приборы,
обладающие большой точностью.
Погрешность дистанционных измерений по методу интенсивности, вследствие влияния
параметров линии связи, находится в пределах 1-3%.
При использовании метода преобразования измеряемого сигнала в импульсы тока или частоту
изменения параметров канала связи не влияют на погрешность дистанционных измерений.
Дальность передачи зависит от уровня сигнала и чувствительности приемника.
В этом случае применяют методы преобразования: частотно-импульсные, времяимпульсные,
кодоимпульсные и частотные.
В частотно-имульсных устройствах измеряемый сигнал преобразуется в пропорциональное
число импульсов. На приемной стороне это число считается специальным счетчиком.
Во времяимпульсных устройствах длительность импульсов изменяют в зависимости от
значения измеряемой величины.
В кодоимпульсных устройствах измеряемая величина передается в виде определенной
комбинации импульсов (кода). Преимущества кодоимпульсного метода: а) большая
помехоустойчивость, б) большая точность телеизмерения и в) возможность получения информации в
цифровой форме.
В частотных преобразователях переменного тока измеряемая величина изменяет частоту
переменного тока, передаваемого по каналу связи. На приемной стороне частота сигнала измеряется
частотомерами или другими устройствами, проградуированными в единицах измеряемой величины.
Пневматический канал связи в системах дистанционной передачи преимущественно
распространен на нефтехимических и газоперера-батывающих предприятиях, т. е. во всех случаях,
когда в соответствии с требованиями взрывозащиты применение электроэнергии нежелательно.
Унифицированные параметры электро- и пневмопередачи и унифицированные электросиловой
и пневмосиловой преобразователи, входящие в систему ГСП, приведены в гл. 3. В качестве
приемных устройств в дистанционных пневмопередачах применяют устройства для измерения
давления с градуировкой, соответствующей измеряемому параметру.
§ 2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
С ЕСТЕСТВЕННЫМИ СИГНАЛАМИ
В системах дистанционной передачи этой группы сигнал измерительной информации,
подаваемый в линию связи от передающего преобразователя, не приводится к унифицированному
виду. Такие преобразователи широко применяют на практике, так как в ряде случаев при
выполнении локальных задач, например при измерении давления, уровня, температуры, при
передаче специальной информации в процессе бурения и при глубинных измерениях в нефтяных и
газовых скважинах, они оказываются проще и дешевле систем с унифицированными сигналами.
Дифференциально-трансформаторная
система. Принцип действия этой системы основан на
компенсации разности напряжений, создаваемых в первичной Л и вторичной Б катушках (рис. 4.2). В
полости катушки А находится сердечник 3, соединенный с чувствительным элементом
измерительного устройства 1. В полости катушки Б находится сердечник 8, соединенный с
механической системой вторичного прибора. Каждая из катушек имеет первичные 2 и 9 и вторичные
4 и 7 обмотки. Первичные обмотки имеют одинаковые характеристики, включены последовательно и
питаются напряжением переменного тока. Вторичные обмотки (по две в каждой катушке) включены
встречно, и выходные концы их подключены к входу усилителя 5.
16
При изменении измеряемого параметра перемещение сердечника 3 приводит к
пропорциональному изменению напряжения электрического тока во вторичных обмотках вследствие
изменения взаимоиндукции между первичной обмоткой и двумя вторичными обмотками.
Дифференциальное действие заключается в том, что перемещение сердечника в одном направлении
вызывает увеличение напряжения в одной из вторичных обмоток и уменьшение в другой. При
обратном перемещении сердечника изменение напряжений на вторичных обмотках будет иметь
обратный знак.
Когда сердечник 3 катушки Л находится в среднем положении, эдс е1 и e2, индуцируемые во
вторичных обмотках, будут равны и направлены навстречу друг другу. Разность напряжений во
вторичных обмотках будет равна нулю, т. е.
Если сердечник 8 катушки Б также находится в среднем положении, то разность напряжений на
вторичных обмотках этой катушки тоже равна нулю:
При одинаковых параметрах катушек напряжение на входе усилителя 5 равно нулю, т. е.
Поэтому система находится в равновесном состоянии.
Изменение измеряемого параметра приведет к перемещению сердечника 3 от среднего
положения. При этом изменится распределение магнитных потоков во вторичных обмотках и
индуцируемые в них напряжения не будут равны друг другу. В цепи вторичных обмоток возникает
ток, напряжение которого составит ΔU. Напряжение будет пропорционально линейному
перемещению сердечника, а его фаза—функции направления перемещения сердечника. Напряжение
ΔU небаланса поступает на вход электронного усилителя 5, с выхода которого — на управляющую
обмотку реверсивного двигателя 11. Выходная ось реверсивного двигателя соединена с кулачком 10,
который перемещает сердечник 8 до тех пор, пока не займет то же положение относительно катушек
7, что и сердечник 3 относительно катушек 4. При этом разности напряжений ΔU1 и ΔU2 во
вторичных обмотках будут равны, а напряжение небаланса ΔU равно нулю. Выходная ось двигателя
11 вращаться не будет, и система будет в равновесии.
Таким образом, положение сердечника 8 в процессе
измерения будет соответствовать положению сердечника 3,
система будет работать в следящем режиме и стрелка 6 будет по
шкале показывать значение измеряемого параметра.
Индукционная система представляет собой самоуравновешивающийся мост переменного тока, состоящий из двух пар
индукционных катушек, соединенных в мостовую схему (рис.
4.3). Одна пара катушек 1, 2 установлена в передающем
преобразователе, вторая пара 4, 5—во вторичном приборе.
Внутри катушек 1, 2 находится сердечник 3, механически
связанный с чувствительным элементом первичного измерительного преобразователя. Внутри
катушек 4, 5 расположен сердечник 6, механически связанный с движущимися частями вторичного
прибора.
17
При равновесии системы падения напряжения в катушках 1 и 2, а также 4 и 5 равны по
величине и фазе. Следовательно
где U —напряжение, В; /—сила тока, A; Z—полное омическое сопротивление катушек, Ом.
Из приведенных равенств видно, что в момент равновесия потенциалы средних точек обеих
катушек равны и, следовательно, тока в диагонали моста не будет,
Условие равновесия моста—равенство отношений полных сопротивлений его плеч:
Полное сопротивление каждого плеча моста
где Rа—активное сопротивление катушки, Ом; л: — реактивное сопротивление катушки, Ом;
где ω=2πf — угловая частота, с-1; f—частота, Гц; L — индуктивность, Г; М— взаимная
индукционность, Г.
При среднем положении сердечников, когда полные сопротивления катушек 1, 2, 4 и 5 равны и
ток в диагонали моста отсутствует, можно записать
где φ—углы сдвига фаз между силой тока и напряжением, приложенным к катушкам.
Таким образом, в положении равновесия разности фаз напряжения на плечах 1 и 2, а также 4 и 5
равны между собой.
При изменении измеряемого параметра сердечник 3 перемещается, вследствие чего нарушается
равновесие индукционной системы. В процессе перемещения сердечника вверх полное
сопротивление катушки 1 увеличивается и напряжения в катушках 1 и 2 перераспределяются таким
образом, что в катушке 1 оно возрастает, а в катушке 2 уменьшается. В результате потенциал точки n
будет выше потенциала точки m. В диагонали моста пойдет уравнительный ток, а в катушке 4 сила
тока увеличится по сравнению с силой тока в катушке 5. Втягивающее усилие катушки 4 увеличится,
и сердечник 6 будет перемещаться вверх до наступления нового равновесия моста. При перемещении
сердечника 3 вниз такое же перемещение будет совершать и сердечник 6. Таким образом, сердечники
3 и 6 работают в следящем режиме, а стрелка 7 вторичного прибора по шкале показывает значение
измеряемой величины.
Сельсинные системы—индукционные самосинхронизирующиеся системы переменного тока, предназначенные для
дистанционной передачи угловых или линейных перемещений
сравнительно больших размеров (несколько оборотов или
несколько метров). Сельсинная система состоит из двух
электрически связанных друг с другом одинаковых малых
трехфазных синхронных электромашин, у которых обмотки
возбуждения питаются переменным током. Такие электромашины
называются
сельсинами.
Принципиальная
электрическая схема сельсинной системы дистанционной
передачи приведена на рис. 4.4. Один сельсин СД является
датчиком, другой СП—приемником. Однофазные обмотки
статоров сельсиндатчика СД и сельсина-приемника СП подключены к напряжению питания с
угловой частотой о, а трехфазные обмотки роторов Р обоих сельсинов соединены соответствующими
линиями связи. Переменное напряжение питания создает в статорных обмотках обоих сельсинов
пульсирующие магнитные потоки.
Так как направления потоков совпадают с осями статорных обмоток, в фазных обмотках
роторов индуцируются эдс, значения которых зависят от расположения их осей относительно осей
обмоток статоров. При одинаковом положении роторов сельсина-датчика и сельсина-приемника по
отношению к соответствующим статорным обмоткам, когда угол β равен углу α, эти эдс,
индуцируемые в обмотках 1—1′ 2—2′, 3—3′, равны между собой и противоположны по
18
направлению. Следовательно, результирующие эдс в каждой паре соединенных между собой фазных
обмоток равны нулю и ток в цепях роторов отсутствует: i1=i2=i3=0. Если ротор сельсина-датчика
повернуть относительно ротора сельсина-приемника на некоторый угол θ, то эдс в соответствующих
фазовых обмотках обоих роторов не будут равны, так как обмотки роторов занимают относительно
осей обмоток статоров неодинаковое положение. Результирующие эдс в фазовых обмотках роторов
не будут равны нулю, и в их цепях возникнут уравнительные токи.
Так как уравнительные токи, протекающие в соответствующих цепях датчика и приемника,
имеют противоположные направления, то и моменты, возникающие на их осях, действуют в
противоположных направлениях. Таким образом, появившийся синхронизирующий момент на оси
ротора сельсина-приемника стремится привести его в одинаковое положение с положением ротора
сельсина-датчика, т.е. при возникновении угла рассогласования 6 синхронизирующий момент
поворачивает ротор сельсина-приемника в положение, сводящее значение 9 к нулю.
§ 3. ВТОРИЧНЫЕ ПРИБОРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ПНЕВМАТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
ДИСТАНЦИОННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
Для работы в комплекте с первичными измерительными преобразователями (датчиками)—
термоэлектрическими
термометрами,
термометрами
сопротивления,
дифференциальнотрансформаторными и другими устройствами, предназначенными для измерения, записи и
автоматического регулирования (при наличии регулирующих устройств) температуры, эдс,
постоянного тока, давления, перепада давления, уровня, расхода и других величин, значения которых
могут быть преобразованы в изменение эдс, напряжение постоянного тока, постоянный ток, активное
сопротивление или комплексную взаимную индуктивность, применяют вторичные электрические
автоматические самопишущие и показывающие приборы комплекса КС, относящиеся к ГСП.
Принцип действия приборов основан на компенсационном методе измерения с автоматическим
уравновешиванием. В комплекс КС входят автоматические самопишущие и показывающие
потенциометры, мосты уравновешенные переменного тока, миллиамперметры и вольтметры, а также
приборы с дифференциально-трансформаторной схемой. Приборы построены по блочно-модульному
принципу с широким применением унифицированных модулей, блоков и узлов, выполняющих
определенные функции.
Потенциометры работают в комплекте с одним или несколькими термоэлектрическими
термометрами стандартных градуировок, датчиками напряжения постоянного тока и предназначены
для контроля и регулирования температуры и других величин, значение
которых может быть преобразовано в эдс или напряжения постоянного тока.
Мосты уравновешенные переменного тока работают в комплекте с термометрами
сопротивления и предназначены для контроля и регулирования температуры.
Миллиамперметры и вольтметры работают в комплекте с датчиками унифицированного
сигнала и предназначены для контроля и регулирования токовых сигналов и сигналов напряжения
постоянного тока.
Приборы
с
дифференциально-трансформаторной схемой работают в комплекте с
взаимозаменяемыми датчиками, преобразующими измеряемую неэлектрическую величину в
комплексную взаимную индуктивность. Приборы предназначены для автоматического контроля и
регулирования таких неэлектрических величин, как давление, расход, уровень, напор и т. д.
Приборы тензометрические работают в комплекте с тензометрическими силоизмерительными
датчиками и предназначены для использования в автоматических электротензовесоизмерительных
устройствах.
По числу контролируемых точек приборы комплекса КС разделяются на одноточечные и
многоточечные.
Приборы серий КС2, КС4 и КВ1 могут быть одноточечные и многоточечные.
Приборы серий КСЗ (кроме КПМЗ-М), КС1, КП1 и приборы с дифференциальнотрансформаторной схемой только одноточечные. Мост КПМЗ-М многоточечный.
Многоточечные приборы серий КС2, КСЗ и КС4 снабжены переключателем, который
автоматически поочередно подключает к измерительной схеме все присоединенные к прибору
датчики.
19
Многоточечные приборы серии КВ1 с вращающимся циферблатом имеют клавишный
переключатель. Клавиши переключателя расположены на корпусе прибора с лицевой стороны.
Подключение датчиков к измерительной схеме осуществляется вручную. Показания приборов
считываются по шкале. Самопишущие приборы записывают измеряемую величину на диаграммной
бумаге.
В одноточечном приборе запись осуществляется непрерывно одноцветными чернилами или
пастой, в многоточечном—циклично напечатанными точками и рядом стоящими с ними цифрами,
указывающими номер датчика. В многоточечных приборах запись многоцветная.
Кроме измерения и записи, приборы осуществляют автоматическое регулирование
контролируемого параметра, что обеспечивается устройством, встроенным в корпус прибора или
выполненным в виде приставки. Регулирующие устройства выполняют функции поддержания
параметров процесса в заданных пределах или изменения их по заданной программе.
В зависимости от назначения одноточечные приборы выпускают в вариантах: без
регулирующих устройств; с двух- или трехпозиционным регулирующим устройством с реостатным
задатчиком с 10%-ной или 100%-ной зоной пропорциональности для работы с одним из
регулирующих устройств: пропорциональным (П), пропорционально-интегральным (ПИ),
пропорционально-интегрально-дифференциальным (ПИД); с программным задатчиком для работы с
программным регулирующим устройством; с пневматическим ПИД-регулирующим устройством
безаварийной сигнализации или с аварийной сигнализацией; с реостатным устройством для
дистанционной передачи.
Отдельные типоразмеры одноточечных приборов (КС2 и КСЗ) имеют на выходе один из
преобразователей (ферродинамический, пневматический или частотный) для преобразования
угловых перемещений указателя в унифицированный выходной сигнал.
Многоточечные приборы выпускают в следующих вариантах: без регулирующих и
дополнительных устройств; с двух- или трехпозиционным регулирующим устройством с задатчиком,
обеспечивающим раздельную установку задания на каждую точку; то же с задатчиком,
обеспечивающим дистанционную раздельную установку задания на каждую точку; с
трехпозиционным регулирующим устройством с общим задатчиком на все точки, коммутируемые по
каждому каналу; то же, но дополнительно с аварийной сигнализацией, коммутируемой по каждому
каналу, с двухпозиционным регулирующим устройством с общим задатчиком на все точки, коммутируемые по каждому каналу, и общей аварийной сигнализацией на все каналы; то же, но с
аварийной сигнализацией, коммутируемой по каждому каналу; с четырехконтактным
сигнализирующим устройством, с ручной установкой задания предварительных аварийных значений
параметра и сигнализацией «Обрыв цепи датчика».
Пневматические вторичные приборы контроля широко применяют в автоматизированных и
автоматических системах управления технологическими процессами нефтяной и газовой
промышленности, что обусловлено взрывоопасностью окружающей среды. Приборы предназначены
для контроля и регулирования теплоэнергетических параметров технологических процессов:
давления, разрежения, перепада давления, расхода, уровня, температуры, состава и свойств веществ,
величины которых преобразованы в давление воздуха 20—100 кПа. Приборы входят в
унифицированную систему «Старт» и относятся к ГСП. Приборы этой системы и все
дополнительные устройства к ним построены на базе унифицированной системы элементов промышленной пневмоавтоматики (УСЭППА). Приборы имеют следующие унифицированные узлы:
измерительное устройство для контроля одного параметра, лентопротяжный механизм,
пневматический двигатель привода диаграммы, штекерный разъем.
По способу контроля приборы делятся на показывающие и самопишущие. В самопишущих
приборах используют два привода диаграммы: электрический и пневматический.
В зависимости от наличия дополнительных устройств показывающие и самопишущие приборы
контроля выполняют: со станцией управления, с сигнализацией и с задатчиком,
В соответствии с числом измерительных устройств приборы могут осуществлять одновременно
контроль одного, двух, трех или четырех параметров.
Принцип действия измерительного устройства основан на компенсационном методе измерения,
при котором усилие на приемном элементе, возникающее от входного давления рвх (рис. 4.5), уравновешивается усилием от давления воздуха источника питания рпит.
20
При изменении входного давления, подводимого к сильфону 1, заслонка 3 перемещается
относительно сопла 2. При этом изменяется давление в междроссельной камере и силовом элементе
6, куда поступает воздух питания через постоянный дроссель.
Изменение давления на мембране приводит к повороту рычага 5, который тросиком 8
перемещает перо и стрелку 7. Обратная связь осуществляется пружиной 4, а привод диаграммной
ленты — синхронным электрическим или пневматическим двигателем.
В зависимости от назначения показывающие приборы выпускают следующих типов: ПВ1.3—
для непрерывного показания на шкале одного параметра; ПВ3.2—для показания регулируемого параметра, указания положения контрольной точки и значения давления на исполнительном механизме;
ПВ2.2—для выдачи с помощью задатчика стандартного пневматического аналогового сигнала и для
показаний на одной шкале сигнала задатчика или значения одного параметра и получения сигнала,
когда параметр выходит за пределы диапазона, ограниченного сигнальными стрелками.
Самопишущие приборы выпускают следующих типов: ПВ10.1Э и ПВ10.1П—для непрерывной
записи и показания значения давления на исполнительном механизме (здесь и в последующем приборы с приводом ленточной диаграммы от синхронного электрического двигателя имеют в конце
обозначения модификации букву «Э», с пневматическим приводом—букву «П»); ПВ10.2Э и
ПВ10.2П— для непрерывной записи и показания величины двух параметров (один параметр
регулируемый), указания контрольной точки и величины давления на исполнительном механизме;
ПВ4.2Э и ПВ4.2П— для непрерывной записи на ленточной диаграмме и показания на шкале
величины одного параметра; ПВ4.3Э и ПВ4.3П—для непрерывной записи на одной диаграмме
величины двух параметров и показания их на двух шкалах; ПВ4.4Э и ПВ4.4П—для непрерывной
записи на одной диаграмме трех параметров и показания их на трех шкалах.
На рис. 4.6 приведена схема вторичного прибора, у которого измерительным механизмом
является унифицированный преобразователь давления воздуха в угол поворота выходного вала.
Преобразование входного сигнала может быть линейным (угол поворота выходного вала
преобразователя пропорционален величине входного сигнала) или корневым (угол поворота
выходного вала преобразователя
пропорционален корню квадратному из величины входного
сигнала). В последнем случае в обозначении модификации
прибора добавляется буква «К».
Измерительный сигнал поступает в сильфон 3, который,
воздействуя на рычаг 4, перемещает заслонку 1 относительно
сопла 2. При этом изменяется давление в междроссельной камере
5, откуда воздух поступает к пневматическому реверсивному
двигателю, вызывая соответствующее перемещение поршня 8.
Поршень, перемещаясь поступательно и сжимая пружину 9, с
помощью ленточной передачи вращает валик 11с закрепленной
на нем стрелкой 10. Второй конец валика пружиной 12 соединен с
рычагом 4, обеспечивая обратную связь. Значение измеряемого
параметра отсчитывается по шкале 6. Для герметизации поршня
применена манжетная мембрана 7.
Показывающие приборы типа ППВ1.1, ППВ1.2, ППВ1.4, ППВ 1.5— стрелочные, приборы типа
ППВ1.3— c теневым методом отсчета измеряемой величины по границе раздела красного и зеленого
цвета.
21
Выпускают следующие типоразмеры приборов:
ППВ1.1; ППВ1.2, ППВ1.3, ППВ1.4, ППВ1.5— c линейным преобразованием входного сигнала;
ППВ1.1И; ППВ1.2И; ППВ1.3И; ППВ1.4И— c линейным преобразованием входного сигнала и
индикацией крайних значений диапазона контролируемого параметра;
ППВ1.1К; ППВ1.2К; ППВ1.3К; ППВ1.4К— c корневым преобразованием сигнала.
Приборы контроля самопишущие выпускают с электрическим и пневматическим приводами
лентопротяжного механизма.
Для непрерывной записи на диаграммной ленте и показания по шкале значения одного
параметра выпускают приборы типа РПВ4.1П, РПВ4.1Э, РПВ4.2П, РПВ4.2Э, для непрерывной
записи на диаграммной ленте двух параметров и показания одного из них по шкале—типа РПВ4.3П
и РПВ4.3Э.
Для непрерывной записи на диаграммной ленте двух параметров и показания одного из них по
шкале, а также третьего параметра выпускают приборы типа РПВ4.5П и РПВ4.5Э, для
периодической регистрации на диаграммной ленте и показания по шкале 4, 8 или 16 параметров—
приборы РПВ4.6, для непрерывной записи по ленточной диаграмме трех параметров и показания
одного из них по шкале—приборы типа РПВ4.7П и РПВ4.7Э.
Контрольные вопросы
1. Из каких элементов состоит система дистанционной передачи?
2. Что такое метод интенсивности?
3. В чем заключается импульсный принцип преобразования измеряемого сигнала?
4. В чем заключается частотный принцип преобразования сигнала?
5. Расскажите о принципе действия дифференциально-трансформаторной системы
телепередачи.
6. Расскажите о принципе действия индукционной системы телепередачи.
7. Объясните принцип действия сельсинной системы телепередачи.
8. Какие выпускаются вторичные приборы для электрических систем дистанционных
измерений? Дайте их краткую характеристику.
9. Объясните принцип действия и устройство вторичных приборов пневматических
дистанционных измерительных систем.
Глава 5
ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИИ И РАЗРЕЖЕНИИ
Давление—один из параметров, характеризующих работу технологических объектов и ход
технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа, а также процессов
обезвоживания и обессоливания нефти. Так, в процессе бурения нефтяных и газовых скважин
необходимо наблюдать за давлением, при котором буровой раствор нагнетается в бурильные трубы.
По давлению на буфере фонтанной арматуры и в затрубном пространстве определяют режим
эксплуатации фонтанной скважины. От давления в сепараторе зависит глубина сепарации газа из
газонефтяной смеси. Поддерживанием давления на определенном уровне, при котором вода подается
в нагнетательные скважины системы подержания пластовых давлений, обеспечивается закачка воды
в пласт.
Измерение давления глубинными манометрами в скважинах— одно из важнейших средств
контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе результатов
исследований пласта и скважин с помощью глубинных манометров при проектировании разработки
месторождения определяют параметры пласта, число скважин и расстояние между ними, а также
назначают режим эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
§ 1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИБОРОВ
Давление—величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на единицу
поверхности. Принято различать абсолютное давление, или полное, и избыточное давление, или
22
относительное. Такое различие в определении давления вызвано тем, что все процессы,
происходящие в природе, находятся под воздействием атмосферного давления.
Абсолютным называется давление, отсчитываемое по шкале от абсолютного нуля. Оно равно
сумме давлений атмосферного и избыточного:
где р и рб — давление соответственно избыточное и атмосферное (барометрическое).
В технике обычно измеряют избыточное давление. Это объясняется тем, что приборы, если они
не изолированы от атмосферы, могут показывать только избыточное давление.
За единицу давления принят паскаль (Па)—давление, вызванное силой один ньютон (Н),
равномерно распределенной по нормальной к ней поверхности площадью 1 м2.
По назначению приборы для измерения давления можно разделить на следующие группы:
манометры избыточного давления—для измерения разности между абсолютным и атмосферным
давлением; манометры абсолютного давления— для измерения давления, отсчитываемого от
абсолютного нуля; вакуумметры — для измерения абсолютного давления ниже атмосферного
(разрежения); мановакуумметры—для измерения избыточного давления и разрежения;
дифференциальные манометры — для измерения разности двух давлений, ни одно из которых не
является давлением окружающей среды; барометры— манометры абсолютного давления,
предназначенные для измерения давления атмосферы.
По принципу действия приборы для измерения давления можно разделить на следующие
группы: жидкостные манометры, в которых измеряемое давление или разность давлений
уравновешивается давлением столба жидкости; грузопоршневые манометры, в которых измеряемое
давление или разность давлений уравновешивается давлением, создаваемым весом поршня и грузов;
деформационные манометры, в которых измеряемое давление или разность давлений определяется
по деформации упругого чувствительного элемента или развиваемой им силе; электрические
манометры, принцип действия которых основан на зависимости электрических параметров
манометрического преобразователя от измеряемого давления; ионизационные, в которых измеряемое
давление вызывает соответствующее изменение ионизации, производимой излучениями или
рекомбинацией ионов.
Жидкостные и поршневые манометры применяют преимущественно для поверки и градуировки
приборов, измеряющих давление и разрежение, а также при лабораторных исследованиях. Использование их при технологических измерениях в производственных условиях весьма ограничено,
поэтому в настоящем учебнике они не рассматриваются.
§ 2. ДЕФОРМАЦИОННЫЕ МАНОМЕТРЫ
Преимуществами деформационных манометров являются: портативность, надежность
применения в условиях тряски и толчков и большой диапазон измерения—от десятков единиц до
десятков тысяч паскалей.
По типу чувствительного элемента, применяемого в приборе, различают трубчатые,
многовитковые (геликоидальные), мембранные, сильфонные и анероидные манометры.
Трубчато-пружинный манометр. Упругий элемент этого прибора представляет собой согнутую
по кругу полую трубку 5, имеющую в сечении форму эллипса или удлиненного овала (рис. 5.1).
Один конец этой трубки впаян в держатель 11, второй конец заглушен пробкой 9. Держатель
прикреплен к корпусу манометра 4 винтами и имеет выступающий из корпуса штуцер 1 с резьбой,
посредством которого подсоединяют прибор к измеряемой среде. Внутри штуцера имеется канал,
соединяющийся с внутренней полостью трубки 5. В верхней части держателя расположена площадка, на которой смонтирован передаточный механизм. Свободный конец трубки шарнирно соединен с
поводком 10, второй конец которого также шарнирно связан с зубчатым сектором 8. Сектор может
свободно вращаться вокруг оси, проходящей через его середину и фиксированной в отверстиях
нижней и верхней пластин механизма 7.
23
Сектор 8 зубчатым зацеплением соединен с трибкой (маленькой шестерней), невидимой на
рисунке, жестко закрепленной на оси, проходящей через те же пластины, что и ось сектора. Упругим
металлическим волоском 6 трибка всегда прижата к сектору, поэтому в зацеплении нет зазоров.
Под действием давления трубка раскручивается и тянет поводок, поворачивающий сектор 8
вокруг оси. Поворачиваясь, сектор вращает трибку с насаженной на ее ось стрелкой 2, указывающей
на шкале 3 значение измеряемого давления. Манометр регулируют изменением длины поводка и
перемещением точки его соединения с хвостовиком сектора.
В зависимости от назначения пружинные манометры подразделены на образцовые,
контрольные и технические (общего назначения и специальные). По конструкции они мало
отличаются друг от друга. Основное различие между манометрами этих трех групп — качество
упругого элемента (трубчатой пружины) и различная тщательность отделки деталей прибора.
Образцовые манометры—образцовые приборы 3-го разряда, предназначенные для поверки
контрольных и технических манометров, а также для точных измерений. Допустимая погрешность
0,2 и 0,33 % и чувствительность 0,04—0,05 % от предельного значения шкалы. Шкала их круговая,
отметки даны чаще в угловых градусах, иногда шкала именованная.
Контрольные манометры предназначены для поверки рабочих технических манометров на
месте их установки (в рабочем состоянии, без демонтажа). Допустимая их погрешность составляет
±1,0%.
Технические манометры общего назначения служат для измерения давлений нейтральных
взрывобезопасных некристалли-зирующихся жидкостей и газов с температурой от —20 до +60°С.
Отечественная промышленность выпускает манометры для измерения давлений, вакуумметры
и мановакуумметры.
Устройство вакуумметра аналогично устройству манометра. Различие заключается в меньшей
упругости пружины. При разрежении пружина скручивается и стрелка вакуумметра движется против
часовой стрелки. На шкале вакуумметра нулевая отметка находится справа.
Мановакуумметры предназначены для измерения переменных давлений, которые могут быть
больше и меньше атмосферного. На шкале мановакуумметра нулевая отметка расположена в средней
части. Делениям шкалы вправо от нуля соответствуют единицы давления, деления шкалы влево от
нуля указывают разрежение.
Деления манометрической части шкалы соответствуют единицам давления и выражены в
паскалях; делениям вакуумметрической части шкалы соответствует разрежение давления,
выраженное в мм рт. ст.
На шкалах могут быть нанесены отметки, соответствующие максимальному рабочему
давлению. В манометрах, устанавливаемых на котельных установках, такая отметка в виде красной
черты наносится против максимально допустимого давления, разрешенного инспекцией
котлонадзора. Для фиксирования максимального давления в манометрах иногда ставят контрольную
стрелку.
Промышленность выпускает следующие показывающие трубчато-пружинные манометры (МП),
вакуумметры (ВП), мановакуумметры (МВП), предназначенные для измерения давления и разрежения неагрессивных газов, паров и жидкостей;
24
Кроме показывающих трубчато-пружинных манометров выпускаются также и самопишущие:
МТС-711 —с записью одного параметра,
МТ2С-711—двухзаписной с приводом диаграммы от синхронного двигателя, МТС-712—с
записью одного параметра, МТ2С-712— двухзаписной с приводом диаграммы от часового
механизма.
Двухзаписные манометры предназначены для измерения давления в двух объектах. В таких
приборах предусмотрены две независимые измерительные пружины и два держателя с перьями,
записывающими измеряемые параметры на одной диаграмме.
Для сигнализации заданной величины контролируемого давления выпускают контактные
манометры. В отличие от обычного показывающего манометра в этом приборе имеются два
электрических контакта, которые замыкаются при определенных заданных значениях давления,
передавая при этом по проводам соответствующий сигнал. Пределы, при которых подаются сигналы,
устанавливаются перемещением контактных стрелок с помощью двух головок, выведенных наружу
через стекло и помещенных над осью вращения стрелки
прибора. Электрическая часть контактных манометров может
питаться постоянным или переменным током. В целях
безопасности корпус контактного манометра имеет особую
клемму, которая должна быть соединена с землей.
Манометр с винтовой трубчатой пружиной. Винтовая
трубчатая пружина (геликоидальная) представляет собой
полую спиральную трубку с витками, расположенными по
винтовой линии. В сечении эта пружина имеет форму эллипса
или удлиненного овала. Самопишущие манометры с такой
пружиной предназначены для измерения и записи давления
жидкости, пара и газов и относятся к группе технических
манометров. Устройство самопишущего манометра с
геликоидальной пружиной показано на рис. 5.2.
Измеряемое давление подводится к штуцеру 2,
закрепленному в нижней части корпуса прибора (не
показанного на рисунке), и через капиллярную трубку 1 воздействует на геликоидальную пружину 5.
Один конец пружины припаян к угольнику, который
Рис. 5.2. Манометр с винтовой трубчатой пружиной
крепится к корпусу, другой—соединен с осью 6. При
повышении давления свободный конец пружины перемещается в направлении, показанном стрелкой,
и вращает ось 6. Вращение оси через закрепленный на ней рычаг 7 и тягу 10 передается рычагу 4,
жестко сидящему на одной оси со стрелкой 3. Таким образом, изменение давления перемещает
на пропорциональный угол стрелку 3, на конце которой закреплено перо 11. Перо записывает
изменения давления на диаграммном бланке 12, перемещаемом часовым механизмом или
синхронным электродвигателем СД-60. На рычаге 7 имеется ползун 8 с винтом 9. Вращением винта 9
при регулировке прибора можно изменять размах стрелки 3 при одном и том же значении
измеряемого параметра.
Манометр мембранный. Прибор представляет собой деформационный манометр, в котором
упругим -чувствительным элементом является мембрана (упругая пластина) или мембранная
коробка. Устройство мембранного манометра показано на рис. 5.3. Давление, подаваемое к штуцеру
1, действует на мембрану 3, зажатую между крышками 2 и 10 корпуса. Под действием давления мембрана прогибается, и прогиб ее через толкатель 4, рычаг 9 и сектор 8, расположенный в корпусе 7,
приводит к пропорциональному угловому перемещению стрелки 6. При этом стрелка по шкале 5
показывает значение измеренного давления.
25
Из принципа действия мембранного манометра видно, что этим
прибором можно измерять как давление, так и разрежение. Это свойство
используют при изготовлении мембранных вакуумметров и
мановакуумметров.
В отличие от упругих мембран в некоторых приборах применяют
так называемые вялые мембраны. Вялые мембраны обычно изготовляют
из резины с тканевой основой, из ткани с газонепроницаемой пропиткой
или из синтетических материалов. Давление, воспринимаемое вялой
мембраной, уравновешивается пружиной. Вялые мембраны применяют в
тягомерах, напоромерах и дифманометрах.
На рис. 5.4 показан мембранный дифманометр с пневматической
силовой компенсацией (ДМПК-4). Под действием разности давлений,
действующих на вялую мембрану 1, на подвижном жестком центре 2
мембраны возникает усилие, которое через стержень 3 и рычаг 4 вызывает изменение положения заслонки 5 относительно сопла 6. Изменение
зазора между соплом и заслонкой приводит к изменению давления
воздуха, поступающего к соплу через дроссель 7 постоянного сечения. Одновременно изменяется
давление в камере усилительного пневмореле. При этом мембраны 8 и 9 прогибаются и изменяются
положения впускного 10 и выпускного 11 клапанов. Это в свою очередь, вызывает изменение
давления в камерах бив. Изменение давления в камерах бив будет продолжаться до тех пор, пока
заслонка под действием сильфона обратной связи 12 не займет такого положения относительно
сопла, при котором усилие на сильфоне обратной связи не станет равным усилию на мембране 1.
Перемещение заслонки при изменении перепада в пределах диапазона измерения не превышает
0,01—0,03, поэтому деформации мембраны и сильфона обратной связи также незначительны.
Вследствие незначительных деформаций мембраны и сильфона усилия на них, пропорциональные
действующим избыточным давлениям, практически не зависят от небольших изменений их
жесткости и вида статических характеристик. Пределы измерения изменяются перемещением
сильфона 12 вдоль рычага 13. Рычаг 4 выводится из измерительной полости, находящейся под
избыточным давлением, через уплотняющий сильфон 14. Пружина 15 предусмотрена для корректировки начального давления воздуха после механизма пневматической дистанционной передачи.
Пульсация воздуха устраняется с помощью гидравлического демпфера 16. Дифманометры ДМПК-4
имеют диапазоны измерений разности давлений от 0 до 245 Па и от О до 3924 Па (0—25 и 0—400 мм
вод. ст.) и работают при избыточном давлении до 0,392 МПа. Основная допустимая погрешность,
определяемая по выходному давлению сжатого воздуха, не превышает ±1 %. Максимальная длина
пневмолинии 300 м.
26
Приборы с коробчатой мембраной.
Коробчатые мембраны применяют для измерения
разрежений, давлений (тягомеры и напоромеры), для измерения атмосферного давления (барометры)
и разности давлений (дифманометры).
В качестве измерительного элемента в
приборах этого типа предусмотрена коробчатая
мембрана (иногда ее называют анероидом),
представляющая собой упругую тонкостенную
коробку. В некоторых случаях в этих коробках
создают
вакуум
(барометры,
тягомеры,
напоромеры).
Коробчатые
мембраны,
используемые в дифманометрах, заполнены
жидкостью.
На рис. 5.5 приведена принципиальная
схема
мембранного
дифференциального
манометра типа ДМПК-100А, у которого в качестве чувствительного элемента применены две
мембранные коробки, внутренние полости
которых соединены.
Дифманометр ДМПК-100А предназначен
для
непрерывного
преобразования
контролируемого или регулируемого перепада
давления в пропорциональные по величине значения давления воздуха дистанционной передачи.
Действие его основано на принципе пневматической силовой компенсации. Усилие на
27
чувствительном элементе, представляющем собой две коробчатые мембраны 2 и 12, уравновешивается через систему рычагов усилием, развиваемым давлением в сильфоне 7 обратной связи.
Давление к измерительным камерам А и В подводится по трубкам 1 и 13. Питающий воздух
подается в измерительную систему по трубке 14. Изменение измеряемой разности давлений с
помощью толкателя 3, приводит к повороту рычага 4 в уплотнении 5. При этом изменится
расстояние заслонки 9 относительно сопла 10, а так
же изменится давление в выходной линии 16 пневмоусилителя 15. С выхода пневмоусилителя
давление подается к сильфону 7 обратной связи, который через рычаг 11 и упор 8 осуществляет
пневмоком-пенсацию. Таким образом, давление на выходе пневмоусилителя будет изменяться
пропорционально изменению измеряемой разности давлений. Изменение передаточного отношения
пневмопреобразователя, настройка на заданный
предел измерения разности давлений осуществляются перемещением опоры 8. Нулевое положение регулируется винтом 6. Дифманометр
ДМПК-100А рассчитан на измерение давлений в пределах 0—630;
0—1000; 0—2500 Па и на давления 0,04; 0,063; 0,1 и 0,16 МПа.
Сильфонные манометры. Чувствительным элементом в приборах этого типа является сильфон, представляющий собой металлический цилиндр с гофрированными стенками. Сильфоны
изготовляют из латуни,
бериллиевой бронзы и специального
сплава — нержавеющей стали. Действие на сильфон внешнего или
внутреннего давления приводит к изменению длины его (сжатие
или растяжение зависит от направления действующей нагрузки). В
пределах рабочего диапазона характеристика сильфона близка к
линейной. Это значит, что отношение действующей силы к
вызванной ею деформации, называемое жесткостью сильфона,
будет постоянным.
Для увеличения жесткости, уменьшения влияния гистерезиса
и обеспечения линейности характеристики внутрь сильфона часто
помещают проволочную цилиндрическую пружину. Жесткость
пружины обычно в несколько раз превышает жесткость сильфона,
вследствие чего резко уменьшается характерное для сильфонов
влияние гистерезиса и нелинейности характеристики.
На рис. 5.6 показана схема сильфонного тягонапоромера
ТНС-П, входящего в пневматическую ветвь ГСП и
предназначенного для непрерывного преобразования давления
или разрежения в унифицированный пропорциональный
пневматический сигнал дистанционной передачи. Принцип действия прибора основан на
пневматической силовой компенсации. Измеряемое давление или разрежение действует на сильфон
9 и передается рычагу 8, который перемещает заслонку 4 относительно сопла 5. При этом давление
на выходе пневмоусилителя 6 изменяется и с выхода поступает в линию дистанционной передачи и
на сильфон обратной связи 7. Усилие обратной связи, действуя через рычаг 1 и сухарик 2 на рычаг 8,
держит заслонку 4 относительно сопла 5 на расстоянии, соответствующем значению измеряемого
параметра. Таким образом, давление на выходе пневмоусилителя будет соответствовать значению
измеряемого параметра. Регулировка прибора осуществляется перемещением сухарика 2 вдоль
рычагов 1 и 8. Настройка нулевого значения выполняется с помощью пружины 3.
§ 3. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАНОМЕТРЫ
Электрические манометры можно разделить на две группы. К первой группе относятся
манометры, основанные на свойстве некоторых материалов изменять свои электрические ,
параметры , под воздействием давления, ко второй группе — манометры, основанные на
преобразовании механического воздействия измеряемой величины в электрический параметр при
помощи соответствующих преобразователей.
По принципу действия различают электрические манометры, которые под действием давления
изменяют: 1) сопротивление R=f1(p); 2) магнитную проницаемость μ=f2(р); 3) индуктивность L=f3(p);
4) емкость C=f4(p); б) электродвижущую силу (эдс) E =f5 (p).
28
К манометрам сопротивления (их называют также резистивными) относят приборы для
измерения давления, в которых используют реостатные и тензочувствительные (тензорезисторы)
измерительные преобразователи.
Реостатный преобразователь представляет собой реостат, движок которого перемещается в
функции измеряемого давления. Таким образом, естественной входной величиной реостатных
преобразователей является перемещение движка, а выходной — активное сопротивление,
распределенное линейно или по некоторому закону по пути движения движка.
Принцип действия тензорезисторов заключается в изменении активного сопротивления
проводников при их механической деформации под влиянием измеряемого давления. Это явление
называется тензоэффектом. Применяют два метода реализации тензоэффекта при создании
манометра сопротивления.
Первый метод заключается в использовании тензоэффекта проводника, находящегося в
состоянии объемного сжатия, когда естественной входной величиной является давление
окружающего газа или жидкости, а выходной—изменение активного сопротивления проводника. На
этом принципе строят манометры для измерения высоких и сверхвысоких давлений.
Изменение сопротивления манганина в зависимости от давления выражается формулой
ΔR=kRp, где R—сопротивление манганина;
k— коэффициент изменения сопротивления манганина от давления р.
Коэффициент k для манганина колеблется в пределах 2,08*10-6— 2,34*10-6 Па-1.
Преобразователь представляет собой катушку провода, помещенную в область измеряемого
давления.
Второй
метод
заключается
в
использовании
тензоэффекта
растягиваемого
тензочувствительного проводника.
Манометры с переменной магнитной проницаемостью. Принцип действия преобразователей с
переменной магнитной проницаемостью основан на изменении магнитной проницаемости
электромагнитного дросселя при его сжатии или растяжении.
Индуктивные манометры представляют собой мембранный манометр
с индукционным преобразователем. Прибор (рис. 5.7) состоит из
мембранного чувствительного элемента 2 с закрепленным на нем
железным сердечником 5 и индуктивной катушки, надетой на железный
сердечник. Измеряемое давление, поступающее по трубке/в полость 2,
вызывает прогиб мембраны 3, вследствие чего сердечник 5 приближается к
сердечнику 4 индуктивной катушки.
Вследствие изменения зазора изменяется магнитное сопротивление
магнитной цепи, а следовательно, и индуктивность катушки, одетой на
сердечник и включенной в цепь переменного тока. Изменение
индуктивного сопротивления катушки ведет к соответствующему изменению полного сопротивления
Z. Таким образом, существует функциональная зависимость между измеряемым давлением р и
электрическим сопротивлением Z преобразователя:
Емкостные манометры представляют собой мембранный манометр с емкостным
преобразователем. Преобразователь состоит из двух пластин: чувствительного элемента—мембраны
и специального электрода. Эти две пластины являются обкладками конденсатора, подключенными к
измерительной схеме. Известно, что емкость конденсатора зависит от площади обкладок,
диэлектрической проницаемости разделяющей их среды и расстояния между обкладками:
где S — площадь обкладок, ε— диэлектрическая постоянная воздушной среды; l—расстояние между
обкладками.
Под действием давления мембрана прогибается и приближается к электроду. Площадь обкладок
в процессе измерения не меняется. Неизменна в процессе измерения также и диэлектрическая
постоянная ε. В процессе измерения давлений вследствие прогиба мембраны
изменяется только расстояние l между обкладками пропорционально измеряемому давлению.
Следовательно, можно написать: C=k/l, где k=Sε.
Иными словами, емкость конденсатора обратно пропорциональна измеряемому давлению.
29
Емкостные датчики при промышленной частоте имеют малую мощность и большое
сопротивление, доходящее до десятка мегом. Применяют их в цепях повышенной и высокой
частоты.
Пьезоэлектрический манометр представляет собой электрический манометр, в котором
давление определяется по значению электрического заряда пьезоэлемента. Принцип действия этих
приборов основан на использовании пьезоэффекта, заключающегося в свойстве некоторых
кристаллов (кварца, турмалина, сегнетовой соли) под действием давления создавать на гранях
разность потенциалов. При этом возникающая эдс пропорциональна измеряемому давлению.
Заряды, возникающие на кварцевой пластинке, не могут сохраняться длительное время в
результате утечек в элементах измерительной схемы. Причиной утечек является объемная и
поверхностная проводимость кристалла, проводимость изоляции соединительного провода и
поверхностная проводимость между сеткой и катодом усилительной лампы. Даже при самой
тщательной изоляции заряды практически исчезают за десятые доли секунды. Поэтому пьезоэлектрический метод применяют для измерения быстроменяющихся давлений.
§ 4. СКВАЖИННЫЕ МАНОМЕТРЫ
Скважинные манометры применяют для измерения давления в действующих и остановленных
фонтанных, газлифтных, глубинно-насосных, нагнетательных, а также в пьезометрических
скважинах на забое и по стволу,
По назначению скважинные манометры бывают избыточного давления, измеряющие изменение
избыточного (или манометрического) давления в скважине, и дифференциальные, измеряющие
изменение давления в определенном диапазоне.
По принципу действия скважинные манометры разделяют на следующие группы:
а) пружинные геликсные, в которых в качестве чувствительного элемента применена геликсная
пружина;
б) пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление воспринимается поршнем и
уравновешивается упругостью цилиндрической проволочной пружины;
в) пневматические, у которых объем наполняющего прибор газа меняется пропорционально
измеряемому давлению;
г) деформационные со струнным преобразователем, у которых измеряемое давление действует
на упругий чувствительный элемент, изменяя натяжение прикрепленной к нему струны,
колеблющейся в поле постоянного магнита;
д) компенсационные, принцип действия которых основан на силовой компенсации измеряемой
величины упругим элементом.
По степени точности манометры делятся на технические, имеющие класс точности 0,5 и ниже, и
прецизионные (высокоточные), имеющие класс точности 0,2 и выше.
По способу передачи показаний манометры бывают с местной регистрацией и дистанционные.
Скважинные манометры геликсные. Принципиальная схема самопишущего геликсного
манометра приведена на рис. 5.8,а.
Прибор собран в корпусе 17. Давление измеряемой среды через отверстие 16 в корпусе
действует на сильфон 14, соединенный капилляром 13 с геликсной пружиной 12. Внутренняя
полость сильфона и геликсной пружины заполнена маловязкой жидкостью. Давление от сильфона
через жидкость передается геликсной пружине, которая раскручивается на угол, пропорциональный
величине измеренного давления. Запаянный конец геликсной пружины жестко соединен с втулкой
11, Q которую вставлена и закреплена ось 9. На оси 9 закреплена втулка 10 с держателем 18 и пером
19. Раскручиваясь, геликсная пружина вращает ось 9. Перо 19, вращаясь с осью, записывает на
диаграммном бланке, вставленном в каретку 20, линию, длина которой пропорциональна величине
измеренного давления. Перо представляет собой металлический штифт. Для диаграммного бланка
применяется меловая или цветная бумага, покрытая титановыми белилами с воском. Острый штифт,
двигаясь по поверхности бумаги, оставляет на ней видимый след. Часовой механизм 3, на выходную
ось которого насажена зубчатая полумуфта 4, поступательно перемещает каретку 20. С помощью
зубчатого сцепления часовой механизм вращает ходовой винт 5, который резьбой соединен с ходовой гайкой 6. От вращения ходовую гайку удерживает планка 7, которая проходит через прорезь в
30
гайке и закреплена в опорах 8 и 21, поэтому ходовая гайка с кареткой 20 имеет свободу только поступательного движения.
На диаграммном бланке получается запись изменения
давления во времени.
Для введения поправки к показаниям манометра
необходимо знать температуру в скважине. Поправку вводят
потому, что температура в скважине отличается от той, при
которой прибор тарируют. Для контроля температуры при
измерении давления в скважине в приборе предусмотрен
максимальный ртутно-стеклянный термометр 15. Прибор
спускают в скважину на проволоке 1 из малоуглеродистой стали
диаметром 1,6—1,8 мм. Для амортизации часового механизма
при толчках и ударах при спуске прибора в скважину
предусмотрен пружинный упор 2. Чувствительный элемент—
геликсная пружина — изготовлен из трубки бериллиевой
бронзы)
Диаграмма записи давления скважинным манометром
показана на рис. 5.8,б. Линия О—О прочерчивается пером при
перемещении каретки вручную до спуска прибора в скважину и
соответствует
нулевому
избыточному
(атмосферному)
давлению. Она называется нулевой линией. Линия а—в
записана глубинным манометром, помещенным в лубрикатор,
до начала спуска в скважину, когда буферная задвижка открыта
и прибор находится под действием буферного давления.
Расстояние линии b—с от нулевой линии О—О соответствует буферному давлению. Линия с—
d записана при спуске прибора и показывает давление, возрастающее от буферного на устье
скважины до забойного. Линия d—е записана прибором на забое скважины. Расстояние ее от
нулевой линии, равное L2, соответствует давлению в точке измерения. Постепенное повышение
линии (закругление в точке d) вызвано изменением упругих свойств геликсной пружины во время
прогрева прибора при температуре на забое скважины, поэтому расстояние L2 от линии,
соответствующей давлению на забое, до нулевой необходимо измерять не в точке d, а на некотором
расстоянии от нее, где линия d—е параллельна нулевой линии.
Линия е—i записана при подъеме прибора от забоя до устья скважины. Расстояние линии i—k
от нулевой линии, равное L3, соответствует буферному давлению. Линия k—m записана прибором
после того, как буферная задвижка перекрыта и давление в лубрикаторе упало до атмосферного.
Проекции на нулевую линию отрезков bс, cd, ei и ik дают в масштабе соответственно: время
пребывания прибора в лубрикаторе перед спуском в скважину, время спуска, время пребывания на
забое, время подъема прибора и время пребывания его в лубрикаторе после подъема от забоя к
устью.
Характеристика прибора нелинейна. Давление, соответствующее ординате Li, определяют по
таблице, составленной для каждого прибора при его тарировке.
В настоящее время для исследования скважин выпускается нормальный ряд геликсных
манометров МГН-2.
Схема устройства геликсного манометра МГН-2 приведена на рис. 5.9.
Измеряемое давление через отверстие 12 действует на сильфон 11, внутренняя полость
которого заполнена жидкостью и соединена с геликсной пружиной 9, закрепленной нижним концом
в соединительной муфте 10. Верхний конец геликсной пружины наглухо запаян, и к нему с
помощью, втулки крепится ось, нижний конец которой опирается на шариковую опору, а к верхнему,
31
проходящему через уплотнение во втулке 5, крепится стакан 7 регистрирующего устройства. При
изменении измеряемого давления свободный (запаянный) конец геликсной пружины раскручивается
и поворачивает стакан 7, к которому крепится перо 6. Перо записывает на диаграммном бланке,
вставленном в барабан 5, ординату, пропорциональную измеренному давлению. Барабан 5
перемещается поступательно с помощью ходового винта 4, который вращается часовым механизмом
2 через редуктор 3. Прибор опускается в скважину на проволоке, которая крепится в головке 1.
Манометры МГН-2 имеют
Скважинные манометры пружинно-поршневые (рис. 5.10). Измеряемое давление через
отверстие 11 в корпусе 12 и фильтр 9 действует на поршень 5. Давление передается через жидкость,
заполняющую камеру манометрического блока, в которой расположена проволочная цилиндрическая
пружина 7. Манометрическая пружина одним концом соединена с якорем 8, который закреплен на
перемычке корпуса, другим концом крепится к поршню 5. Поршень уплотнен в сальниковой втулке
резиновым самоуплотняющимся кольцом 6. Под действием давления поршень вытесняется из
манометрической камеры. При этом пружина 7, препятствующая вытеснению поршня,
растягивается. На конце поршня укреплен держатель 13 с пером 14, которое записывает на
диаграммном бланке, вставленном в барабан 4, перемещения поршня. Барабан с диаграммным
бланком вращается часовым механизмом 3, амортизируемым в приборе пружинным упором 2. На
диаграммном бланке записывается изменение давления во времени. Диаграммный бланк и форма
записанной прибором кривой изменения давления такие же, как у геликсного манометра (см. рис.
5.8,6).
Для определения температуры при измерении давления в скважине (с целью введения
температурной поправки) в приборе предусмотрен максимальный ртутный термометр 10. Прибор
спускают в скважину на проволоке 1. Погрешность поршневых манометров в значительной мере
зависит от трения поршня в сальниковой втулке. Для уменьшения этой погрешности
ВНИИКАнефтегазом была разработана конструкция глубинного манометра с вращающимся
поршнем МГН-1 (рис. 5.11). Измеряемое давление через отверстие в корпусе прибора и
гидравлический затвор 8, препятствующий попаданию пластовой жидкости в полость
манометрического блока, действует на заполняющую манометрическую полость жидкость
(авиационное масло МК22) и воспринимается поперечным сечением поршня 10, уплотненного во
втулке 11 резиновыми кольцами.
Под действием измеряемого давления поршень 10 выталкивается в камеру, где расположено
устройство регистрации. Перемещению поршня препятствует измерительная пружина 9, которая при
этом растягивается на длину, пропорциональную значению измеряемого давления. Поршень 10
соединен с пером 13, записывающим на диаграммном бланке, вставленном в барабан 14, линию,
ордината точек которой пропорциональна измеряемому давлению. Вращение барабану от часового
механизма 16 передается поводковым устройством 15. Пружина 9 вместе с поршнем вращается
электродвигателем 5 через редуктор 6 и вал 7. Электродвигатель питается от электрических батарей
8, зажатых в корпусе упором 2. Для экономии электрического заряда электродвигатель включается
периодически с помощью электронного прерывателя 4, позволяющего плавно регулировать время
периодического включения (от 2 до 4 мин). При установке максимального времени включения общая
продолжительность работы прибора без смены батарей составляет 200—300 ч. Во избежание
вращения пера при вращении поршня оно соединено с последним через шаровой шарнир 12 и
32
перемещается в струнных направляющих. Таким образом, на диаграммном бланке получается запись
изменения давления во времени. Прибор имеет верхние пределы измерения 4; 6; 8; 16; 20; 25 и 30
МПа. Основная приведенная погрешность составляет 0,25%, верхний предел рабочей температуры
+100°С, диаметр 32 мм, длина 1800 мм.
Компенсационные скважинные манометры (рис. 5.12,а). Принцип действия таких манометров
основан на силовой компенсации измеряемой величины. Измеряемая величина действует на
разделительный элемент 1, связанный с контактным нуль-органом 2, управляющим работой
электродвигателя 3, питающегося постоянным током от автономного блока питания 6. При
замыкании контактов вал электродвигателя через механическое передающее устройство
деформирует пружину 5 до тех пор, пока усилие пружины не станет равным силе, действующей на
разделитель. При равенстве сил контакты нуль-органа размыкаются и цепь питания электродвигателя
прерывается. Число оборотов вала электродвигателя, пропорциональное деформации пружины,
характеризует значение измеренной величины. Оно регистрируется регистратором 4.
Применение рассмотренной схемы компенсационного метода измерений в скважинных
манометрах позволило повысить точность, поскольку погрешность и порог чувствительности, как
это видно из схемы, не зависят от трения в регистрирующем устройстве. Трение преодолевается
двигателем достаточной мощности, который питается от автономного источника питания.
Схема компенсационного скважинного манометра приведена на рис. 5.12,6. Измеряемое
давление действует на эффективную площадь сильфона 8, соединенного с винтовой цилиндрической
пружиной 7, второй конец которой через винтовую пару 6 связан с валом электродвигателя
постоянного тока 5. При деформации сильфона подвижный контакт 9 замыкает цепь питания
электродвигателя, который растягивает пружину 7 до тех пор, пока ее усилие не станет равным силе
от измеряемого давления, действующего на сильфон. Одновременно вал электродвигателя через
винтовую пару 4 перемещает поступательно перо 3. При равенстве сил, действующих на сильфон,
подвижной контакт вернется в нейтральное положение, разомкнет электрическую цепь и двигатель
остановится. Длина линии, прочерченной на диаграммном бланке' пером 3, пропорциональна
значению измеренного давления. Барабан 2 с диаграммным бланком вращается часовым приводом 1.
Таким образом, на диаграммном бланке получается запись изменения давления во времени. Прибор
имеет верхние пределы измерения 2,5; 6,3; 10,0; 16,0 и 25 МПа. Приведенная погрешность 0,25%,
рабочая температура 100°С, наружный диаметр прибора 36 мм.
Скважинные дифференциальные манометры. Такими манометрами измеряют изменение
давления в узком диапазоне с высокой точностью.
Во ВНИИКАнефтегазе были разработаны глубинные дифференциальные компенсационные
манометры «Селигер-1» и «Самотлор-1», схема которых приведена на рис. 5.13.
33
Дифманометр «Селигер-1» (рис. 5.13,а) состоит из трех основных частей: манометрического
блока 11, регистрирующего устройства 1 и блока питания 111. В манометрическом блоке установлен
сильфон 10, воспринимающий измеряемое давление ри. Камера 12 предварительно заполняется сжатым воздухом под давлением р3, равным давлению на забое скважины. При этом клапан 9
закрывается и давление зарядки передается жидкости, заполняющей внутреннюю полость сильфона
10, тем самым разгружая его от действия одностороннего давления. При равенстве давлений ри и р3
клапан 9 открывается. Под действием приращения давления ри—р3 сильфон деформируется, что
приводит к замыканию подвижного 13 и неподвижного 14 контактов и включению цепи питания
электродвигателя 5. Последний через ходовой винт 6 перемещает уплотненный поршень 5 и через
ходовой винт 4 поступательно перемещает пишущее перо 3, которое регистрирует значение
измеренного давления на диаграммном бланке, вставленном в барабан 2. Барабан вращается часовым
механизмом 1.
Перемещение поршня 8 и пишущего пера 3 происходит до тех
пор, пока давление сжатого газа в камере 12 не станет равным
измеренному давлению ри. При этом сильфон 10 возвращается в исходное положение и цепь питания электродвигателя прерывается.
Таким образом, перемещения поршня и пишущего пера будут
пропорциональны приращению давления ри—р3.
Диапазон регистрируемых дифманометром «Селигер-1» приращений давления определяются давлением зарядки р3. С увеличением
этого давления соответственно возрастает диапазон регистрируемых
приращений, вследствие чего уменьшается чувствительность прибора. Эта особенность пневматических дифманометров ограничивает
их применение при гидропрослушивании пластов, где требуется
высокая чувствительность.
Для гидропрослушивания пластов применяют глубинный
пружинный дифманометр «Самотлор-1» (рис. 5.13,6). Принцип
действия прибора состоит в уравновешивании приращений давления
натяжением измерительной пружины 7, один конец которой
соединен с сильфоном 10, а второй укреплен на гайке 15,
поступательно перемещающейся по ходовому винту 6. При этом
начальное давление в скважине компенсируется давлением сжатого
газа р3, заполняющего камеру 11. Таким образом, пределы
регистрируемых приращений давления и чувствительность прибора
определяются только усилием измерительной пружины.
Скважинные дифманометры «Селигер-1» и «Самотлор-1» имеют унифицированные
регистрирующие устройства, блоки питания, а также отдельные узлы и элементы.
Скважинные дистанционные манометры. Их достоинства—1) практически не ограниченное
время пребывания измерительного устройства в скважине, что весьма важно при исследовании
неустановившихся процессов в пласте, 2) возможность наблюдать на поверхности значение
изменяющегося давления в процессе его измерения, 3) возможность дистанционного контроля
давления с диспетчерского пункта.
Дистанционный манометр состоит из глубинного снаряда, в котором расположен
чувствительный элемент и преобразователь, канала связи и вторичного прибора.
Принцип действия дистанционного манометра УДГМ-3 основан на частотном методе
преобразования. Устройство первичного преобразователя показано на рис. 5.14. В основании 2
жестко закреплены неподвижные концы трубчатых пружин 1, подвижные концы которых соединены
34
упругой перемычкой 9. Давление внешней среды через штуцер 11, капилляр 10 и канал 7 действует
на внутреннюю полость пружин 1, которые при этом стремятся распрямиться и натягивают упругую
перемычку 9 силой, пропорциональной измеряемому давлению.
В основании 2 также размещены электромагнит 8, служащий для возбуждения упругих
колебаний в перемычке, и электромагниты 3, катушки которых включены последовательно и
предназначены для преобразования этих колебаний в эдс. К выходам электромагнитов 3 и ко входу
электромагнита 8 с помощью контактов 4 подключен усилитель (на рисунке не показан). В этом
случае преобразователь работает в режиме незатухающих колебаний. Частоту колебаний определяют
по формуле
где l—длина перемычки; ρ—плотность материала, из которого изготовлена перемычка; σ—
натяжение перемычки.
Натяжение перемычки создается трубчатыми пружинами 1 под действием измеряемого
давления. Таким образом, σ пропорционально измеряемому давлению, а следовательно, и частота f
также пропорциональна этому давлению.
При работе преобразователя в режиме затухающих колебаний используют только
электромагнит 8. В него посылается короткий импульс тока, приводящий упругую перемычку в
колебание. После исчезновения импульса возбуждения в электромагните 8 наводится эдс
переменного тока с частотой, равной частоте собственных колебаний перемычки. На концах
трубчатых пружин расположены грузы 6 с регулируемой массой, регулировка которых
осуществляется изменением массы свинца 5. Трубчатая пружина 1 и упругая перемычка 9
выполнены целиком из одного стержня, изготовленного из сплава с незначительным температурным
коэффициентом модуля упругости. Из того же материала изготовлено основание 2.
Преобразователь собран в герметическом вакуумированном корпусе 12. Вторичный прибор
состоит из конденсаторного преобразователя частоты и потенциометра или цифрового частотомера.
Конденсаторный частотомер преобразует поступающую на его вход частоту в
пропорциональный ей разрядный ток конденсатора. Эта зависимость выражается формулой
где I—средняя сила разрядного тока; f—частота перезаряда емкости (измеряемая частота); С—
емкость; u1 и u2—минимальное и максимальное напряжения заряда емкости.
Дистанционный манометр имеет сравнительно высокую точность. Максимальная приведенная
погрешность его составляет 0,5%.
Контрольные вопросы
1. Назовите методы измерения давлений.
2. Объясните принцип действия и устройство манометра с трубчатой пружиной бурдона.
3. Объясните устройство манометров с геликоидальной пружиной.
4. Объясните устройство и расскажите о области применения сильфонных манометров.
5. Объясните устройство мембранных дифференциальных манометров.
6. Расскажите о устройстве дифференциальных манометров с коробчатой мембраной.
7. Объясните принцип действия манометров электрического сопротивления.
8. Объясните принцип действия манометров индуктивных и емкостных.
9. Каково назначение и классификация скважинных манометров?
10. Объясните устройство скважинных манометров геликсных и дайте их характеристику.
11. Объясните устройство скважинных пружинно-поршневых манометров.
12. Объясните принцип действия и устройство манометров с вращающимся поршнем.
13. Объясните принцип действия и устройство компенсационных манометров.
14. Объясните назначение и устройство дифференциальных манометров.
15. Расскажите о принципе действия дистанционных манометров и устройства струнного
преобразователя.
35
Глава 6
ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУР
Известно, что физические свойства нефти (плотность, вязкость), содержание газа и парафина,
растворенных в ней, и фазовые состояния в значительной степени зависят от температуры. Поэтому
контроль этого параметра необходим в процессе добычи, при промысловом сборе и первичной
подготовке нефти на промыслах, а также при ее транспортировании.
При взятии глубинной пробы для изучения ее с помощью специальной исследовательской
аппаратуры в пластовых условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора.
Контроль ее на забое скважин необходим в процессе обработки призабойной зоны различными
способами (соляно- и термокислотными и искусственным разогревом пласта) для увеличения
добычи, а в трубопроводах, в водонасосных, нефтенасосных и компрессорных станциях—для
проверки состояния подшипников. Измерения температуры в резервуарах с нефтью и
нефтепродуктами — обязательный элемент учета.
§ 1. ТЕМПЕРАТУРНАЯ ШКАЛА
Температура характеризует степень нагретости вещества и связана с запасом его внутренней
энергии, носителем которой являются атомы и молекулы. Поскольку кинетическая и потенциальная
энергия атомов и молекул зависит от теплового состояния вещества, то и все физические свойства
его практически зависят от температуры. Так, при нагреве или охлаждении твердого тела
изменяются его линейные размеры, плотность, твердость, модуль упругости, разрушающие
напряжения, электропроводность, теплоемкость и ряд других свойств. Плотность, объем, вязкость
жидкостей и газов, а равно и агрегатные состояния вещества также зависят от изменения температуры.
Возможность измерения температуры, как правило, основана на теплообмене, на передаче
тепла от более нагретого вещества к менее нагретому. Установление единицы измерения
температуры, называемой «градусом», связано с построением температурной шкалы,
представляющей собой систему последовательных числовых значений какого-либо удобно и
достаточно точно измеряемого физического свойства вещества, являющегося однозначной функцией
температуры.
Для построения температурной шкалы выбирают начало отсчета температуры и размер ее
единицы (градуса), для чего обычно пользуются двумя реперными точками—температурами
перехода вещества из одного агрегатного состояния в другое.
Допустим, такими точками выбраны температуры кипения и затвердевания чистых веществ и
им присвоены значения f′и f״. Тогда единицей измерения будет
где N—целое число, на которое разбивается температурный интервал между реперными точками.
Такие шкалы называются эмпирическими.
Не зависящую от конкретных свойств вещества так называемую термодинамическую шкалу
можно построить на основе второго начала термодинамики, определяя отношение температур через
отношение теплот в Карно цикле.
Основной температурой является абсолютная температура, единица которой Кельвин (К) есть
1/273,16 часть термодинамической температуры тройной точки воды. В Международной
практической температурной шкале различают международную практическую температуру
Кельвина (T68) и международную практическую температуру Цельсия (t68), связанные соотношением
Размеры 1 К и 1 °С совпадают.
Все приборы, применяемые для измерения температуры, основаны на изменении свойств
различных веществ в зависимости от степени их нагретости. Различают приборы, основанные на
изменении объема тела (термометры расширения); давления рабочего вещества в замкнутой камере
(манометрические термометры); электрического сопротивления проводников (термометры
сопротивления); термоэлектродвижущей силы (термоэлектрические термометры); лучеиспускательной способности нагретых тел (пирометры излучения).
36
В нефтяной и газовой промышленности наиболее распространены манометрические
термометры и термометры электрического сопротивления.
§ 2. ТЕРМОМЕТРЫ МАНОМЕТРИЧЕСКИЕ
Принцип действия манометрических термометров основан ни изменении давления вещества
(газа, жидкости или пара), заключенного в замкнутом объеме при изменении его температуры.
Манометрический термометр представляет собой замкнутую систему, состоящую из
термобаллона, капилляра, манометра, заполненных термометрическим веществом. По роду
заполнителя среди манометрических термометров выделяют газовые и жидкостные. Особую группу
манометрических термометров составляют приборы, действие которых основано на использовании
зависимости давления насыщенных паров жидкости от температуры. Эти термометры называют
конденсационными. В качества заполнителей в них применяют жидкости, кипящие при низких
температурах (ацетон, бензол, фреон и т. д.). Такие термометры имеют неравномерную шкалу, так
как давление насыщенных паров не пропорционально изменению температуры.
Общий вид прибора показан на рис. 6.1. Термобаллон 1 представляет собой стальной или
латунный продолговатый цилиндрический толстостенный сосуд, практически не
деформирующийся при давлении, возникающем в нем от нагревании термометрического
вещества. Длина капилляра 2, изготовленного из бесшовной стальной или медной трубки
внутренним диаметром 0,1— 0,5 мм, может изменяться от нескольких сантиметров до десятков
метров в зависимости от требуемого расстояния от места измерения до вторичного прибора. Вторичным прибором служит манометр с трубчатой одновитковой или многовитковой пружиной 6.
Перемещение свободного конца пружины с помощью передаточного механизма 5 преобразуется в
перемещение пера 4 на диаграмме 3.
Газовые манометрические термометры заполняют газом, химически
инертным, с малой теплоемкостью, легко получаемым в чистом виде.
Таким газом выбирают азот. Термометры, заполненные им, применяют
для измерения температур от 0 до +600 °С. Начальное давление в таких
термометрах устанавливают в зависимости от пределов измерения 0,98—
4,7 МПа. Чем выше предел измерения, тем выше начальное давление, и
наоборот.
Капилляр и манометрическая пружина окружены средой, температура которой отлична от измеряемой, где находится чувствительный
элемент—термобаллон. Температура окружающей среды, если она не
равна +20 °С, воздействуя на капилляр и манометрическую пружину
вторичного прибора, может внести погрешность в показания термометра.
В ряде случаев для компенсации погрешностей от колебаний температуры окружающей среды
применяют компенсационное устройство, представляющее собой биметаллическую пружину,
связанную с указателем прибора и действующую в направлении, противоположном действию
манометрической пружины.
Газовый манометрический термометр с пневмопреобразователем (тип ТПГ-189П),
предназначенный для дистанционной передачи показаний, показан на рис. 6.2. При изменении
измеряемой температуры манометрическая пружина 1 с помощью тяги и шестеренки 3 поворачивает
на соответствующий угол указатель 2. Одновременно тяга 4 перемещает заслонку 5 относительно
сопла 7. Сжатый воздух проходит через дроссель постоянного сечения и поступает к соплу по трубке
6, которая проходит внутри манометрической пружины 11.
С повышением измеряемой температуры заслонка 5 приближается к соплу 7. При этом
давление воздуха в камерах Г и В возрастает. Мембраны, ограничивающие камеру В снизу, а камеру
Г сверху, прогнутся, вследствие чего клапан 8 закроется, а клапан 10 откроется. Давление в камере Б
и на выходе усилителя, а также в трубке 9 обратной связи увеличится. При этом манометрическая
пружина 11 под воздействием давления обратной связи будет раскручиваться и отводить сопло 7 от
заслонки 5.
При уменьшении измеряемой температуры заслонка отойдет от сопла, давление в камерах Г и В
уменьшится, клапан 8 откроется, а клапан 10 прикроется. Давление на выходе усилителя и в канале
обратной связи уменьшится. Пружина 11 будет скручиваться, и сопло 7 приблизится к заслонке 5.
37
Диапазон изменения давления воздуха на выходе преобразователя составляет 20—100 кПа,
давление питающего воздуха 140 кПа.
Недостатками газовых манометрических термометров являются сравнительно большая
тепловая инерция, обусловленная низким коэффициентом теплообмена между стенками
термобаллона и наполняющим его газом и незначительной теплопроводностью газа, а также большие
размеры термобаллона, что затрудняет установку его на трубопроводах малого диаметра. Кроме
того, в процессе эксплуатации газовых термометров возможны случаи нарушения герметичности и
утечки газа, что не всегда можно заметить. Последнее обстоятельство приводит к необходимости
частой поверки этих приборов.
Манометрические жидкостные термометры заполняют
жидкостью под некоторыми начальным давлением. Жидкости,
применяемые для термометров, должны обладать возможно
большим термическим коэффициентом объемного расширения,
высокой теплопроводностью и должны быть химически инертными
к материалу термометра. В качестве таких жидкостей выбирают
ртуть (диапазон измерений .от —30 до + 600 °С) и ксилол (диапазон
измерений от —40 до + 200°С). Во избежание закипания жидкости в
термометре создается начальное давление порядка 1,47—1,96 МПа.
Конденсационные
манометрические
термометры.
Термобаллон этих приборов заполнен на 2/3 объема низкокипящей
жидкостью. В замкнутой системе термометра всегда существует динамическое равновесие одновременно протекающих процессов
испарения и конденсации. С повышением температуры усиливается
испарение жидкости и увеличивается упругость пара, а в связи с этим усиливается также процесс
конденсации. В результате этого насыщенный пар достигает некоторого определенного давления,
строго отвечающего температуре. Давление пара, изменяясь с температурой, передается через среду,
заполняющую капилляр, манометрической трубке. К достоинствам конденсационных термометров
следует отнести то, что изменение температуры манометрической трубки и капилляра не влияет на
давление в системе. Это позволяет располагать вторичный прибор от термоприемника на
расстояниях, больших (до 75 м), чем в газовом и жидкостном термометрах. К недостаткам
конденсационного термометра следует отнести нелинейность шкалы.
Жидкость, применяемая в этих приборах, должна иметь точку кипения достаточно низкую,
чтобы обеспечить необходимое давление в пределах измеряемых температур.
Термобаллон конденсационного термометра заполняют с таким расчетом, чтобы при наиболее
низкой температуре в нем осталось некоторое количество пара, а при наиболее высокой—некоторое
количество неиспарившейся жидкости.
Номенклатурой выпускаемых манометрических термометров предусмотрены следующие типы.
Термометры манометрические показывающие без дополнительных устройств: газовые ТПГ180, жидкостные ТПЖ-180 и конденсационные (парожидкостные) ТПП-180.
Термометры манометрические показывающие с устройством для пневматической
дистанционной передачи: газовые ТПГ-189П, жидкостные ТПЖ-189П.
Термометры манометрические показывающие с фотоэлектрическим контактным устройством:
газовые ТПГ-188, жидкостные ТПЖ-188.
Термометры самопишущие с дисковой диаграммой без дополнительных устройств: с приводом
диаграммы от часового механизма—газовые ТГС-7104 и жидкостные ТСЖ-7104; с приводом диаграммы от синхронного двигателя—газовые ТСГ-710 и жидкостные ТСЖ-710; двухзаписные—с
двумя термосистемами и записью температур в двух точках на одной диаграмме — газовые ТСГ-720
(с синхронным двигателем), ТСГ-7204 (с часовым механизмом); жидкостные ТСД-720 (с
синхронным двигателем), ТСЖ-7204 (с часовым механизмом).
Термометры манометрические самопишущие с дисковой диаграммой и устройством для
пневматической дистанционной передачи: газовые с часовым или электрическим приводом
диаграммы ТСГ-710П4 и ТСГ-710П; жидкостные ТСЖ-710П4 и СТЖ-710.
Термометры манометрические самопишущие с дисковой диаграммой и фотоэлектрическим
контактным устройством — газовые ТСГ-718ПЭ.
38
В каждом из перечисленных типов приборов предусмотрено несколько модификаций по
пределу измерения, классу точности, длине дистанционного капилляра, длине погружаемой части
(термобаллона и жесткого хвостовика).
§ 3. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ТЕРМОМЕТРЫ СОПРОТИВЛЕНИЯ
Действие электрических термометров сопротивления основано на свойстве материалов менять
электропроводность в зависимости от температуры. Так, сопротивление большинства металлов при
нагреве их на 1 °С увеличивается в среднем на 0,4—0,6%, а окислов металлов (полупроводников),
наоборот, уменьшается в 8—15 раз по сравнению с металлами.
В комплект этих термометров входят чувствительный элемент, измерительный прибор и
соединительные провода. В качестве чувствительного элемента применяют металлическую
проволоку (или ленту), навитую на изоляционный каркас и заключенную в защитный кожух.
В качестве измерительных приборов используют уравновешенные и неуравновешенные мосты,
потенциометры и магнитоэлектрические логометры.
Электрические термометры обладают следующими преимуществами, обеспечивающими
широкое применение их в промышленности:
возможность градуировки термометра в значительном диапазоне (от —200 до +700°С) на любой
температурный интервал; высокая степень точности измерения температуры; возможность
расположения вторичного измерительного прибора на значительном расстоянии от места измерения
температуры (термоприемника); возможность автоматической записи температуры и
автоматического регулирования ее, централизация контроля температуры путем присоединения нескольких термометров к одному измерительному прибору.
К недостаткам термометров сопротивления следует отнести: необходимость постороннего
источника питания, ограничения по применению его во взрывоопасной среде, значительная длина
чувствительного элемента, не позволяющая измерить температуру в заданной точке, и
разрушаемость при вибрациях (платиновые термометры).
В качестве сопротивления используют платину, медь и полупроводниковые элементы.
Платина обладает всеми свойствами, предъявляемыми к материалам для электрических
термометров сопротивления. Применяется она в виде проволоки диаметром от 0,05 до 0,07 мм или
ленты сечением от 0,002 до 0,005 мм2. В окислительной среде инертна даже при высокой
температуре, однако в восстановительной среде при высоких температурах возможно загрязнение
платины окисью углерода и парами металлов, что вызывает хрупкость и непостоянство ее
характеристики. Температурный коэффициент сопротивления платины α≈3,9*10-3 °С-1, удельное
сопротивление ρ =0,1 Ом*мм2/м.
Медь—сравнительно дешевый металл, легко получаемый в чистом виде, обладает высоким
температурным коэффициентом сопротивления, равным 4,25•10-3 °C-1. Одним из достоинств меди
является линейный характер зависимости сопротивления от температуры в интервале от —50 до 200
°С, недостатком — малое удельное сопротивление (ρ≈0,018 Ом*мм2/м) и ее легкая окисляемость.
Полупроводники. Характерной особенностью их является резкий рост проводимости с
повышением температуры. Полупроводниковые сопротивления, электрическое сопротивление
которых резко уменьшается с увеличением температуры, называются термосопротивлениями (ТС).
Они имеют цилиндрическую форму или форму
дисков, диаметр стержня изменяется от 20 мкм до 5—10 мм, длина составляет 1—50 мм.
Диаметр диска от 1 мм до нескольких сантиметров и толщина 0,02—1 см.
Возможно изготовление таких полупроводников, сопротивление которых меняется в интервале
температур от 0 до 300 °С в 1000 раз. Сопротивление платины в этом же температурном интервале
увеличивается приблизительно в 2 раза.
Для изготовления термосопротивлений путем спекания мелкодисперсных порошковых
материалов, замешанных с соответствующей органической связкой и растворителем, используют
смеси двуокиси титана и окиси магния, окиси никеля в соединении с окислами марганца, смеси
окислов марганца, никеля и кобальта, окись железа в соединении с такими веществами, как MgAl2О4,
MgCr2О4, ZnTiО4 и др. Различными сочетаниями компонентов и их пропорций можно изменять
электропроводность и температурный коэффициент сопротивления.
39
Высокий температурный коэффициент электрического сопротивления термосопротивлений
обусловливает высокую чувствительность их. Термосопротивления, благодаря малым габаритным
размерам, позволяют измерять температуру в труднодоступных местах. Кроме того, их высокое
омическое сопротивление (30000—40000 Ом) позволяет пренебрегать сопротивлением подводящих
проводников и переходными контактными сопротивлениями. К недостаткам полупроводниковых
термосопротивлений следует отнести нестабильность их характеристики во времени.
Устройство термометров сопротивления
Платиновые термометры сопротивления типа ТСП предназначены для температур от —200 до
+650 °С. Они выполнены из платиновой проволоки диаметром 0,07 мм, навитой на слюдяную
пластинку 1 (рис. 6.3) с зубчатыми краями. В прорезях слюдяной пластинки укреплены концы
серебряных выводов 2, к которым припаяны концы проволоки элемента сопротивления. Платиновая
проволока изолирована с двух сторон слюдяными накладками 3, скрепленными обмоткой из
серебряной ленточки 4. Элемент сопротивления помещен в защитную трубку 5 из нержавеющей
стали. Свободное сечение трубки с обеих сторон изолированного элемента сопротивления заполнено
по всей длине алюминиевыми вкладышами 6. Провода выводов изолированы фарфоровыми
трубчатыми изоляторами 7. Эти выводы прикреплены к латунным зажимам на головке из пластмассы. Сопротивление подводящих проводов при температуре 0°С не должно превышать 0,1 %
номинальной величины.
Пакет термометра сопротивления помещается в арматуру, состоящую из трубы с заваренным
дном, штуцерной гайки и головки. Параллельная работа двух измерительных (вторичных) приборов
от одного (общего) термометра сопротивления не допускается. При необходимости можно
применять только двойные термометры (два самостоятельных, изолированных друг от друга
чувствительных элемента помещены в общую арматуру).
В лепестковых термометрах с уменьшенной инерционностью вместо алюминиевых вкладышей
использованы тепловые мостики-лепестки из тонкой фольги, создающие тепловой контакт между
слюдой, на которую навита платиновая проволока, и внешней защитной трубой — арматурой,
предназначенной для теплообмена с окружающей средой.
Чтобы повысить тепловой контакт и снизить тепловую инерцию, применяют также обжим
чувствительного элемента. Пакет из слюдяных пластинок, на одной из которых навита платиновая
проволока, а другие являются изоляционными, помещают в тонкостенный плоский металлический
чехол и осторожно спрессовывают под давлением до 1,2 МПа. В результате слюда с навитой
проволокой оказывается плотно упакованной в металлической оболочке.
Термометры сопротивления выпускают также с остеклованным чувствительным элементом, в
котором платиновая проволока герме-тизированно вплавлена в стекло.
40
Чувствительный элемент медного .термометра сопротивления типа ТСМ состоит из медной
эмалированной проволоки диаметром 0,1 мм, навитой на пластмассовый цилиндрический стержень и
покрытой сверху слоем лака. К концам медной проволоки припаяны медные выводы диаметром
1,0—1,5 мм. Собранный термометр помещают в защитную стальную трубку.
Все технические термометры сопротивления выпускают взаимозаменяемыми. Условные
обозначения градуировки термометров ТСП установлены следующие: гр. 20, гр. 21 и гр. 22. Для
таких термометров сопротивления составляют соответственно 10; 46 и 100 Ом.
Термометры сопротивления типа ТСМ изготовляют с сопротивлением Rо=50 Ом (градуировка
гр. 23) и Rо==100 Ом (градуировка гр. 24). Измеряемую температуру определяют автоматическими
электронными мостами и магнитоэлектрическими логометрами§ 4. ИЗМЕРЕНИЕ СРЕДНЕЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ В РЕЗЕРВУАРАХ
Измерять температуру в резервуарах необходимо главным образом с целью учета объема и
массы нефти и нефтепродукта. При этом требуется определять среднюю температуру всей массы
нефти или нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Установлено, что температура продукта,
измеренная в одной точке резервуара, даже в середине взлива, не характеризует среднее его
значение.
Для вертикальных резервуаров с достаточной степенью точности принято, что средняя
температура продукта характеризуется среднеарифметическим значением температур, измеренных в
несколько равно отстоящих по высоте точках. Прибор для измерения в таком случае был бы
сложным по техническому исполнению и неудобным в эксплуатации. Поэтому применяют
термометры, позволяющие получать среднюю температуру продукта в резервуаре. По конструктивному оформлению термометры можно разделить на три типа: одноэлементные, многоэлементные,
пружинные.
Одноэлементный термометр (рис. 6.4,а) представляет собой жесткую трубу 1 с поплавком 2,
шарнирно закрепленную у основания стенки резервуара. Вдоль трубы расположен термометр
сопротивления 3, равный по длине трубе 1 и заключенный в гибкий защитный кожух. Труба
поворачивается относительно оси 4 таким образом, что термометр все время погружен в жидкость,
пересекая ее толщину по диагонали.
41
На рис. 6.4,б изображена схема многоэлементного термометра, представляющего собой набор
термоэлементов различной длины, заключённых в общий герметизированный кожух. Включаются
термометры ступенчато коммутирующим устройством, сопряженным с указателем уровня. При
каждом определенном уровне жидкости .в резервуаре включается тот элемент, длина которого
соответствует этому уровню. Таким образом, средняя температура измеряется элементом, полностью
погруженным в жидкость. Термоэлементы различной длины имеют одинаковое сопротивление.
Схема пружинного термометра показана на рис. 6.4,е. Чувствительный элемент 2 представляет
собой спираль из никелевой проволоки длиной 40 м, обладающей большим температурным
коэффициентом сопротивления. Спираль одним концом прикреплена к поплавку 1, а вторым—к
грузу 4, опущенному на дно резервуара. Поплавок, перемещаясь вдоль направляющих струн 3,
растягивает или сжимает спираль. Таким образом, термоэлемент полностью находится в жидкости, а
его высота соответствует уровню жидкости в резервуаре.
Никелевая проволока расположена внутри эластичной нейлоновой трубки. Для измерения
средней температуры необходимо равномерное распределение витков спирали по высоте. Это
возможно в том случае, когда приведенная плотность термоэлемента на всей его длине будет равна
плотности измеряемой жидкости. Плотность спирали регулируется медной изолированной
проволокой, помещаемой внутрь нейлоновой трубки.
С эксплуатационной точки зрения наибольшим преимуществом из термометров
рассматриваемых типов обладает многоэлементный, так как он не имеет подвижных частей внутри
резервуара и позволяет осуществлять его монтаж и демонтаж без опорожнения резервуара. Каждый
элемент термометра имеет одно и то же сопротивление, поэтому среднюю температуру можно
измерять любым стандартным вторичным прибором.
Недостатком многоэлементного термометра является чрезмерно большое число
термоэлементов, предназначенных для высокой точности измерения температуры, и необходимость
в коммутирующем устройстве с малыми переходными сопротивлениями между контактами.
§ 5. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ В СКВАЖИНАХ
Для измерения температуры в действующих и остановленных фонтанных, газлифтных,
глубиннонасосных и пьезометрических скважинах применяют термометры.
Температура на забое зависит от глубины скважины и различна для различных географических
районов. На нефтяных промыслах Татарии, Башкирии и Куйбышева температура на глубине 1900—
2000 м не превышает 40 °С. В отдельных районах Азербайджана, Грозного и Краснодара на глубине
3000—4000 м она составляет 150—170 °С, а в некоторых местах и 200 °С. Таким образом, для
различных районов и различных технологических целей необходимы скважинные термометры с
верхним пределом измерения 60; 100; 150; 200 и 250 °С.
По принципу действия термометры разделены на две группы: с местной регистрацией и
дистанционные. С местной регистрацией выпускают манометрические и биметаллические
термометры, а дистанционные (электрические термометры сопротивления)— с металлическим или
полупроводниковым резистором.
Манометрический термометр состоит из термобаллона, манометрической пружины, часового
механизма с регистрирующим устройством и узла подвески.
Скважинный манометрический термометр (рис. 6.5) состоит из манометрического
конденсационного термометра с использованием в качестве термобаллона змеевика 2 и
преобразователя—геликсной пружины 4, соединенных каналом в переводнике 3. Свободный конец
геликсной пружины запаян и соединен с осью, проходящей через переводник 5. На оси закреплено
устройство 6 с пером 7, записывающее линию, длина которой пропорциональна углу раскручивания
(а следовательно, и измеренной температуре), на диаграммном бланке, закрепленном в барабане 8.
42
Барабан с помощью ходового винта 9, получающего вращение от часового механизма 11 через
редуктор 10, перемещается поступательно. Таким образом, на диаграммном бланке получается
запись изменения температуры во времени. Температуру по записи на диаграммном бланке
определяют измерением ординаты интересующей точки с использованием поверочной таблицы,
приведенной в паспорте прибора. Характеристика прибора, так же как и глубинного геликсного
манометра, нелинейна, поэтому при определении значения температуры приходится пользоваться
интерполяционной формулой. Конструкции механизмов регистрации манометрических термометров
и манометров МГН-2 унифицированы. Прибор опускают в скважину на проволоке, которая крепится
в головке 1.
Термометр имеет пределы измерения 60; 100; 140; 180; 220 и 250 °С. Основная приведенная
погрешность измерения ±1 %, инерционность 5 мин, рабочее давление до 100 МПа, диаметр прибора
32 мм, длина 1200 мм.
ВНИИКАнефтегазом разработан манометрический термометр компенсационного типа с
силовой компенсацией. Применение принципа силовой компенсации обеспечило повышение
точности и снижение тепловой инерции прибора.
Прибор имеет пределы измерения 20—100°С. Основная погрешность 0,3—0,5 % от предела
измерения. Диаметр 36 мм, длина 2200 мм.
Скважинный биметаллический термометр (рис. 6.6) состоит из термочувствительного элемента
с пером, угла каретки, уплотнительной муфты, часового механизма и узла подвески.
Термобиметаллическая пластина 12, свернутая в цилиндрическую спираль, одним концом крепится к
корпусу 13. Свободный конец ее втулкой 10 скреплен с осью 5, на которой закреплен держатель с
пером 4. В корпусе прибора сделаны прорези 11 для того, чтобы окружающая измеряемая среда
имела непосредственный контакт с термочувствительным элементом. Ось уплотнена в корпусе
сальниковыми устройствами 7 и 8. На оси 5 закреплена упорная втулка 9, препятствующая вдавливанию оси внешним давлением в герметичную камеру механизма регистрации. При изменении
температуры термобиметаллическая пластина 12 раскручивается и поворачивает ось 5 на угол,
пропорциональный измеряемому параметру. Закрепленное на оси корундовое перо чертит на
диаграммном бланке, изготовленном из алюминиевой фольги, линию, ордината точек которой
пропорциональна измеряемой температуре. Бланк вставлен в каретку 6, перемещаемую
поступательно ходовым винтом 3, вращение которому от часового механизма 1 передается через
зубчатую муфту 2. Таким образом, на диаграммном бланке получается запись изменения
температуры во времени.
Скважинные биметаллические термометры рассчитаны на пределы измерения 20—150°С,
погрешность их составляет ±1°С, чувствительность 0,5 °С, масштаб записи температуры 2,3 °С в 1
мм, времени—10 мин в 1 мм, предельное давление окружающей среды до 40 МПа. Наружный
диаметр 35 мм, длина 1000 мм.
Дистанционные термометры представляют собой электрические термометры сопротивления,
опускаемые в скважину на трехжильном каротажном кабеле. Применяют их при геофизических
исследованиях. Измерительная схема такого прибора состоит из моста сопротивлений, все плечи
которого смонтированы в глубинном снаряде. Дистанционный термометр ТЭГ показан на рис. 6.7.
Температуру определяют по изменению частоты RC-генератора, имеющего в цепи RC два термочувствительных резистора Rt и две термостатированные емкости С. В термометре ТЭГ-36 резисторы
выполнены из медного провода, вследствие чего характеристика их близка к линейной. Изменение
температуры окружающей среды приводит к изменению сопротивлений резисторов, вследствие чего
изменяется частота колебаний тока генератора. Переменный ток с выхода генератора 1 по трехжильному кабелю поступает на вход частотомера 2, находящегося на поверхности. Выходное
напряжение частотомера пропорционально частоте поступающего на его вход переменного тока, а
следовательно, и значению измеряемой температуры. Напряжение на выходе частотомера измеряется
либо вольтметром 3, либо регистрирующим прибором каротажной станции. Пределы измерения
43
температур устанавливаются потенциометром 4. Питание глубинного снаряда осуществляется от
стабилизированного источника с напряжением 250 В через балластное сопротивление Rб.
Для калибровки ТЭГ-36 дополнительно снабжен поверхностным
калибратором,
представляющим
собой
RС-генератор
с
двумя
фиксированными
периодами
автоколебании,
соответствующими
температурам 20 и 100°С. Этот термометр изготавливают с пределом
измерения температуры 150°С. Тепловая инерция составляет 2 с, диаметр
прибора 360 мм, длина 2000 мм.
Контрольные вопросы
1. Назовите методы измерения температуры.
2. Объясните принцип действия и устройство манометрического
термометра.
3. Какие вы знаете манометрические термометры? Дайте их
сравнительную характеристику.
4. Расскажите о принципе действия электрических термометров
сопротивления и укажите их достоинства и недостатки.
5. Как устроен электрический термометр сопротивления, какие для
него применяют материалы?
6. Какие приборы применяют в качестве вторичных в измерительной
системе электрического термометра сопротивления?
7. Какие вы знаете типы термометров для измерения средней
температуры продукта в резервуаре? Как они устроены?
8. Расскажите о принципе действия и устройстве скважинного манометрического термометра.
9. Объясните принцип действия и устройство биметаллического скважинного термометра.
10. Расскажите принцип действия глубинного дистанционного термометра.
Глава 7
ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ЖИДКОСТИ, ПАРА И ГАЗА
§ 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ
Измерение объема и массы протекающих по трубопроводу жидкости, газа или пара за
определенное время или в каждый данный момент имеет большое значение для учета нефти,
нефтепродуктов, газа и пара при отпуске их, а также для контроля и регулирования технологических
процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа.
Объем и масса нефти, воды и газа, добываемых из скважин, являются не только учетными
факторами, но и важнейшими параметрами, по которым определяют ход разработки нефтяного
месторождения и геолого-техническое состояние данной скважины. Режим эксплуатации газлифтной
скважины определяется объемом и давлением рабочего агента.
Технологический процесс подготовки нефти на промыслах (обезвоживание, обессоливание и
стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химреагента, значение
которых необходимо контролировать и регулировать.
Метод поддержания пластового давления нефтяного месторождения законтурным и
внутриконтурным заводнением предусматривает закачку в пласт через нагнетательные скважины
больших объемов воды, учет которых для контроля процесса заводнения обязателен. Расход —
величина, определяемая для равномерно перемещаемого вещества отношением массы (массовый
расход), количества (молярный расход) или объема (объемный расход) вещества, перемещаемого
через определенное сечение (перпендикулярное к направлению скорости потока), к промежутку
времени, за который это перемещение вещества происходит. Расход выражается соответственно в
кг/с, моль/с и M3/C. Применяют для выражения расхода и другие единицы: т/ч, кмоль/с, л/мин и т. п.
Приборы для измерения расхода называют расходомерами. Интегрирующие приборы,
используемые для измерения объема или массы за некоторый промежуток времени, называют
счетчиками.
44
По принципу действия расходомеры, применяемые на нефтяных и газовых промыслах, можно
разделить на следующие группы: объемные, переменного перепада давления, постоянного перепада
давления, переменного уровня, тахометрические, электромагнитные и вибрационные.
§ 2. ОБЪЕМНЫЕ РАСХОДОМЕРЫ
Принцип действия объемных расходомеров основан на периодическом или непрерывном
отсчете порций измеряемого вещества прибором, имеющим измерительную камеру определенного
объема.
Расход за любой промежуток времени при объемном методе измерения является суммой
измеренных объемов, отнесенной к определенному периоду времени:
где q—объем измерительной камеры прибора; n — число измеренных объемов; t2—t1 — промежуток
времени, в течение которого производились измерения.
Простейшим прибором для измерения объема является мерный бак или мерник. Мерник
представляет собой сосуд любого поперечного сечения, имеющий устройство для измерения уровня
вещества (мерная линейка, водомерная трубка со шкалой, поплавковое устройство и т. п.). Точность
измерения объема жидкости мерником при прочих равных условиях зависит от цены деления шкалы,
что определяется отношением высоты мерника к его диаметру. Чем это отношение больше, тем выше
прочность измерения, так как с увеличением отношения H/D уменьшается цена деления шкалы, а
следовательно, погрешность в отсчете будет иметь меньшее абсолютное значение.
На рис. 7.1 показана схема работы шестеренчатого объемного счетчика типа СВШ с
шестернями, размещенными внутри пустотелого закрытого корпуса на двух параллельных осях. Ось
одной из шестерен вращает счетный механизм, расположенный снаружи крышки. Поверхности
шестерен должны возможно ближе прилегать к поверхности корпуса, так как от этого зависит
точность измерения. При протекании жидкости через измерительную камеру под действием разности
давлений на входе и выходе возникает вращающий момент, обусловленный овальной формой
шестерен. При каждом обороте шестерни подают определенный объем жидкости из входной полости
1 камеры в выходную 2. Следовательно, объем жидкости, протекающей через счетчик, равен
произведению измерительного объема камеры на частоту вращения шестерен. Таким образом, измерение объема жидкости сводится к измерению частоты вращения.
За один оборот колес из измерительной камеры вытесняются четыре порции жидкости (на
рисунке имеют серпообразную форму), которые и составляют измерительный объем камеры.
Такие счетчики предназначены для измерения воды, легких нефтепродуктов и масел. Калибр их
составляет от 12 до 250 мм, предел измерения—от 0,01 до 250 м3/ч, погрешность—от ±0,5 до ±1,0%
от измеряемого значения.
На таком же принципе, как и
счетчики типа СВШ, работают
ротационные газовые счетчики (рис.
7.2), в которых вместо шестерен на
двух горизонтальных параллельных
осях расположены два овальных
гладких ротора 2, соприкасающихся
друг с другом и внутренней
поверхностью корпуса. Вал одного
из роторов, выведенный наружу,
45
приводит в движение счетный механизм 1.
Верхний предел измерения выпускаемых ротационных газовых счетчиков—до 600 м3/ч,
погрешность ±2% от измеряемой величины.
§ 3. РАСХОДОМЕРЫ ПЕРЕМЕННОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ
Метод измерения расхода по переменному перепаду давления наиболее универсальный, так как
позволяет измерять расход жидкостей газов и пара, протекающих в трубопроводах, практически при
любых давлениях и температурах.
Измерение расхода связано с движением измеряемого вещества. Вследствие этого неизбежна
взаимосвязь между массой вещества и ее энергетическим состоянием, характеризуемым переходом
энергии покоя (запаса энергии), т. е. статического давления, в энергию движения — кинетическую
энергию. Эта связь выражается в изменении статического давления, необходимого для придания
потоку дополнительной скорости при преодолении сопротивления на пути потока.
Для измерения расхода в трубопроводе на пути потока устанавливают сужающее устройство
(дроссельный орган). Разность давлений до и после сужающего устройства служит мерой скорости
потока в сужающем устройстве. Зная скорость потока и площадь поперечного сечения потока, можно
определить расход
где w — скорость потока в сужающем устройстве; Fo — площадь поперечного сечения сужающего
устройства.
Формула, определяющая зависимость между скоростью потока и разностью давлений,
выводится с использованием уравнения энергии потока несжимаемой жидкости и условия
неразрывности струи и имеет вид
где ξ — коэффициент, учитывающий место подключения импульсных трубок; μ—коэффициент
сужения струи; m=d2/D2—отношение квадратов диаметров дроссельного органа и трубопровода; ρ —
плотность жидкости; p1 и p2—давление до и после дроссельного органа. Подставив в формулу (7.2)
значение w из (7.3), получим
Величину
называют
коэффициентом
расхода,
который
учитывает
неравномерное распределение скоростей по сечению потока,
обусловленное вязкостью жидкости и трением ее о стенки трубопровода, форму сужающего устройства, а также тот факт, что давление измеряют не в центре
потока, а у стенок трубопровода. Этот коэффициент для различных типов сужающих устройств
определяют опытным путем.
Уравнения расхода для несжимаемой жидкости в объемных Qv и массовых QM единицах будут
иметь вид
При измерении расхода сжимаемых сред (газов и паров) необходимо в формулы (7.5) и (7.6)
ввести коэффициент е, учитывающий расширение измеряемой среды:
Так как с понижением давления при прохождении сжимаемого вещества через сужающее
устройство плотность вещества уменьшается, в формулах (7.7) и (7.8) принимается плотность
вещества перед сужающим устройством.
46
Коэффициент расхода, определяемый опытным путем, зависит от числа подобия Re—
величины, связывающей геометрические данные потока, силы инерции (кинетической) и силы
вязкости (работы сил внутреннего трения жидкости):
где w — средняя скорость среды в трубопроводе, D — внутренний диаметр трубопровода; μ—
коэффициент динамической вязкости; γ—коэффициент кинематической вязкости.
Параметр подобия Re — величина безразмерная.
При больших числах подобия коэффициенты равных органов становятся постоянными, т. е. не
завис вязкости и плотности протекающего вещества.
Число подобия, при котором прекращается эта зависимость называется предельным числом
подобия Rепред. Оно зависит от формы сужающего устройства и значения m. Геометрически
подобные сужающие устройства имеют одно и то же значение Rепред.
Коэффициент расхода для данного сужающего устройства является постоянной величиной
только при условии
Поэтому для определения исходного коэффициента расхода необходимо знать величину Re.
Вычислив постоянные величины и приведя к единице измерения расхода, получаем
где коэффициент С включает все величины, постоянные для данной установки и не изменяющиеся в
процессе измерения.
В комплект установки для измерения расхода по переменному перепаду давления входят
сужающее устройство, соединительные линии (импульсные трубки), дополнительные устройства
(разделительные сосуды, отстойники, конденсационные сосуды) и измерительный прибор —
дифференциальный манометр.
Существуют три типа нормализованных сужающих устройств:
диафрагмы, сопла и трубки Вентури. Основные геометрические размеры сужающих устройств
и правила их установки регламентированы.
Вследствие простоты устройства и монтажа наиболее распространены сужающие устройства
типа нормальной диафрагмы.
Рис. 7.3. Нормальная диафрагма (а) и схема (б)
Нормальная диафрагма (рис. 7.3,а) представляет собой тонкий металлический диск, имеющий
концентрическое отверстие с острой кромкой и цилиндрической частью со стороны входа.
Образующая цилиндрической части отверстия перпендикулярна к плоскости диска, образующая
конической части имеет угол наклона к плоскости диска 30—45°.
Для диафрагм диаметром d<150 мм кромка со стороны входа должна быть острой, без завалов и
заусенцев. Для диафрагм диаметром d>150 мм допускается легкая шлифовка входной кромки
наждачной бумагой. Толщина нормальной диафрагмы должна быть 0,1D, длина цилиндрической
части отверстия—0,02D. Диаметр отверстия цилиндрической части диафрагмы изготавляется с допуском ±0,001d.
47
Нормальные диафрагмы могут быть камерные (см. рис. 7,3а, выше оси) и с отдельными
сверлениями (ниже оси). Изготовляют их из нержавеющей стали марки Х17 (для среды с
температурой +400 °С) и из стали марки Х18Н9Т (для среды с температурой свыше +400°С).
Диафрагма 1, установленная между фланцами трубопровода (рис. 7.3,6), крепится двумя
кольцевыми камерами 2 и 3. Камеры снабжены кольцевыми выточками, сообщающимися с сечением
трубопровода до и после диафрагмы за счет зазоров. Кольцевые выточки специальными сверлениями
соединены с трубками 4. Правила монтажа комплекта устройств для измерения расхода по переменному перепаду давления регламентированы РД 50-213—80.
§ 4. РАСХОДОМЕРЫ ПОСТОЯННОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ
У приборов этого типа измеряемое вещество (жидкость или газ) проходит непосредственно
через расходомер, причем площадь проходного отверстия изменяется в зависимости от расхода;
перепад давления при прохождении вещества через расходомер остается постоянным.
Измерительная часть прибора (рис. 7.4) представляет собой вертикально расположенную
коническую трубку 1, в которой находится
поплавок 2. Перепад давления при протекании через коническую трубку жидкости, разность
давлений до и после поплавка определяются весом поплавка и его геометрической формой.
Поскольку эти параметры при измерении расхода не меняются, перепад давления остается
постоянным.
При постоянном перепаде давления площадь кольцевого сечения
между внутренними стенками конической трубки и поплавком
пропорциональна объему жидкости, протекающей в данный момент
(расходу). В конической трубке площадь кольцевого сечения изменяется
пропорционально высоте. Следовательно, поплавок изменяет свое
положение по высоте в зависимости от расхода.
Формулы объемного и массового расходов имеют вид
где α—коэффициент расхода; φ—угол конусности измерительной трубки;
Н — высота подъема поплавка; ρ — плотность измеряемого вещества: mп—
масса поплавка.
Выразив все постоянные для данной измерительной установки коэффициенты через С, можно
записать формулу (7.9) в виде
Расходомеры постоянного перепада давления выпускают двух видов: стеклянные с
непосредственным отсчетом показаний (ротаметры), бесшкальные (с электрическим или с
пневматическим преобразователем).
Ротаметр состоит из конической трубки, закрепленной в двух металлических головках,
снабженных сальниками и фланцами для включения в вертикальный трубопровод. Внутри трубки
свободно перемещается поплавок. В нижней головке имеется седло, на которое опускается поплавок
при прекращении потока. Верхняя головка снабжена ограничителем хода поплавка. Седло и
ограничитель хода удерживают поплавок в пределах измерительной трубки. Шкала прибора
нанесена (травлением) непосредственно на поверхность стеклянной трубки. Отсчет ведется по
верхней горизонтальной плоскости поплавка.
Для того чтобы в процессе измерения поплавок не касался стенок трубки и находился в
центральной части потока, в верхней части его делают косые прорези. Движущийся поток
измеряемой жидкости, проходя по косым прорезям поплавка, вращает последний, благодаря чему
поплавок центрируется в трубке. Об исправной работе ротаметра можно судить по вращению
поплавка.
Ротаметры со стеклянной трубкой выпускают на пределы измерений по воде до 3000 л/ч и по
воздуху—до 40 м3/ч. Предельное статическое давление 0,58 МПа. При более высоких статических
давлениях применяют приборы с металлической измерительной трубкой.
48
§ 5. РАСХОДОМЕРЫ ПЕРЕМЕННОГО УРОВНЯ
Принцип действия расходомеров переменного уровня заключается в изменении уровня в сосуде
со свободным стоком в зависимости от количества жидкости, поступающей в этот сосуд в единицу
времени.
В комплект измерительной установки входят: сосуд с калиброванным круглым или щелевым
отверстием истечения и устройство для измерения уровня в емкости. В качестве измерителей уровня
может быть применен один из типов существующих приборов (см. гл.8).
Отверстия истечения круглого сечения (диафрагмы) могут быть расположены как в дне, так и в
боковой стенке приемного сосуда.
В последнем случае уровень в сосуде во всем диапазоне измерения должен быть выше
отверстия истечения. Щелевые отверстия истечения располагаются только в боковой стенке
приемного сосуда; в этом случае уровень жидкости в сосуде должен быть не выше верхнего края
щелевого отверстия.
Расходомер со щелевым отверстием истечения показан на рис. 7.5. Измеряемая жидкость по
трубе 2 поступает в сосуд 1, в котором имеется профилированная сливная щель 4, и вытекает по
трубе 5.
Уровень жидкости измеряется пьезометрическим способом с помощью дифманометра 6. Для
успокоения жидкости в сосуде предусмотрена перегородка 3.
§ 6. ТАХОМЕТРИЧЕСКИЕ РАСХОДОМЕРЫ
Принцип действия тахометрических расходомеров основан на зависимости частоты вращения
тела, установленного в трубопроводе, от расхода вещества. Эти расходомеры относятся к
скоростным, в которых для создания момента на крыльчатке или другой подвижной части
используется кинетическая энергия измеряемого потока. К тахометрическим расходомерам
относятся: 1) турбинный—с вращающейся крыльчаткой; 2) шариковый — с движущимся шариком;
3) камерный—с одним или более подвижными элементами, отмеривающими при своем движении
определенные объемы жидкости или газа. Частота вращения турбинки или крыльчатки
пропорциональна скорости потока, а следовательно, и расходу. Между расходом, скоростью
движения жидкости w и площадью поперечного сечения потока F существует зависимость
Зависимость между частотой вращения n турбинки или крыльчатки и скоростью жидкости
может быть выражена следующим соотношением:
где С — коэффициент пропорциональности.
На основании (7.12) можно написать
Подставив в формулу (7.13) значение скорости из (7.14), получим
49
Следовательно, при постоянных С и F частота вращения турбинки или крыльчатки будет
пропорциональна расходу.
К этому типу относятся применяемые на нефтяных промыслах расходомеры и счетчики ТОР и
НОРД.
Турбинные счетчики типа ТОР предназначены для
измерения производительности (дебита) нефтяных скважин в
автоматизированных групповых установках типа «Спутник» (см.
гл. 18). Схема счетчика показана на рис. 7.6. Жидкость проходит
через входной патрубок 1, обтекатель 2 и вращает крыльчатку 3.
Вращение крыльчатки через понижающий редуктор 5 и
магнитную муфту 6, смонтированных на фланце 7, передается на
механизм 8 местного отсчета. Жидкость, пройдя крыльчатку, отражается экраном 4 и выходит из корпуса через патрубок 11. Корректировка показаний прибора при поверке осуществляется
корректором 10, управление которым вынесено наружу счетчика.
Счетчик монтируется с помощью быстро-съемных хомутов.
Дистанционная
передача
показаний
осуществляется
электромагнитным или магнитоиндукционным преобразователем.
Электромагнитный
датчик
построен
на
принципе
магнитоуправляемых
нормально разомкнутых контактов,
которые, замыкаясь, выдают электрический сигнал, когда
постоянные магниты, закрепленные на диске 12, проходят мимо
контакта электромагнитного датчика 9.
Магнитоиндукционный преобразователь представляет собой
генератор, имеющий постоянный магнит, сердечник и обмотку.
Частотные сигналы в этом преобразователе возникают в
результате прохождения ферромагнитных лопастей крыльчатки мимо сердечника.
Турбинные счетчики ТОР выпускаются трех типоразмеров на диапазон измерения от 3 до 75
3
м /ч. Относительная погрешность измерения 2,5% от предела измерения. Рабочее давление 6,4 МПа.
Питание электромагнитного преобразователя осуществляется постоянным током 3,8 мА,
напряжением 35 В. Блок питания подключается к переменному току напряжением 220 В, частотой 50
Гц.
Счетчик типа НОРД представляет собой комплект устройств для измерения расхода и объема
сырой и товарной нефтей, включающий: турбинный преобразователь расхода, магнитоиндукционные
преобразователи и электронные блоки.
Магнитоиндукционный преобразователь и электронные блоки позволяют вносить коррекцию в
показания расходомеров на изменения температуры и влагосодержания.
50
Турбинный преобразователь расхода (рис. 7.7) собран в корпусе 3 с присоединительными
фланцами. Чувствительным элементом преобразователя является крыльчатка 4, насаженная на ось 6,
вращающуюся в подшипниках 5. Крыльчатка находится между направляющими пластинами 2.
Снаружи корпуса укреплена фланцевая втулка 7 с резьбовым гнездом для монтажа
магнитоиндукционного преобразователя. Корпус, направляющий аппарат 2 и обтекатели 1, 8
изготовлены из немагнитной стали, а крыльчатка — из нержавеющей стали.
Магнитоиндукционный преобразователь состоит из корпуса, внутри которого размещены
катушка индуктивности с сердечником и постоянный магнит.
Турбинные преобразователи расхода НОРД выпускаются 22 типоразмеров на условные
диаметры от 40 до 200 мм. Максимальный
расход от 35 до 900 м3/ч. Отношение максимальных измеряемых расходов к минимальным 10:1.
Относительная погрешность при измерении расхода сырой нефти ±1—±2,5% от предела измерения.
Давление от 2,5 до 16 МПа.
Каждый типоразмер турбинного преобразователя расхода совместно с магнитоиндукционным
преобразователем
характеризуется
коэффициентом
разрешающей
способности
Q
K [л/имп;м3/имп], где Q—расход жидкости, л/с; м3/с; f—частота электрического сигнала, соотf
ветствующая этому расходу, Гц.
§ 7. ВИБРАЦИОННЫЙ МАССОВЫЙ РАСХОДОМЕР
Вибрационный массовый расходомер BMP предназначен для измерения массового расхода
нефтегазовой смеси, непосредственно протекающей в трубопроводе.
Блок-схема BMP представлена на рис. 7.8. Она состоит из первичного преобразователя ПП и
блока предварительной обработки информации БПО, включающего в себя аналоговый (А77) и
цифровой (ЦП) преобразователи.
Первичный преобразователь состоит из герметичного корпуса 1, в котором консольно
закреплен вибратор 2. Через внутреннюю полость вибратора проходит газожидкостная смесь,
массовый расход которой подлежит измерению. В корпус вмонтированы два электромагнита:
адаптер 3 и возбудитель 4. Эти электромагниты связаны между собой с помощью размещенных в
аналоговом преобразователе АП регулируемого усилителя 5 и усилителя мощности 6. Эта цепь
образует вместе с вибратором 2 электромеханический генератор синусоидальных колебаний. Частота
колебаний генератора определяется собственной частотой колебания вибратора, которая в свою
очередь, зависит при прочих равных условиях от массы вибратора, а следовательно, от массы
(плотности) заполняющей полость вибратора среды. Каждая частичка среды, проходящая через
вибратор, начинает принимать участие в его колебаниях, на что тратится определенная часть
колебательной энергии системы (увеличивается ее коэффициент затухания). Иными словами, при
участии частичек среды одновременно в двух движениях (поступательном и круговом) возникают
кориолисовы силы, направленные в сторону уменьшения вызывающей их причины. Чем больше
частичек среды пройдет через вибратор в единицу времени, тем больше указанные потери.
Величина этих потерь, следовательно, может служить мерой массового расхода смеси, а
величина собственной частоты колебаний вибратора — мерой плотности этой смеси. Аналоговый
преобразователь снабжен блоком автоматической регулировки усиления 7 (АРУ), который под
действием напряжения Up изменяет коэффициент усиления усилителя 5, а следовательно, ток в цепи
возбудителя 4 таким образом, чтобы модуль скорости колебания вибратора напряжения адаптера Uа
оставался бы постоянным. Эта величина зависит от напряжения уставки Uy. При изменении потерь
массового расхода смеси изменяется и сила тока возбудителя iв, что также служит мерой массового
расхода смеси.
Напряжение, пропорциональное этой силе тока, посгупает на преобразователь «напряжение—
частота» 8 и на преобразователь «напряжение—ток» 9. Частота fG, снимаемая с преобразователя 8,
пропорциональна массовому расходу смеси. С помощью потенциометров в преобразователе 8 можно
изменять нулевую частоту (при iв=0) и крутизну преобразования (fG=ni, где n — коэффициент пре
образования).
51
На выходе преобразователя 9 включен миллиамперметр—указатель мгновенного расхода 10,
проходящей через вибратор смеси. На вход цифрового преобразователя поступают два пропорциональных по частоте переменных сигнала: fG и fρ (этот сигнал, пропорциональный плотности,
проходящей через вибратор смеси, снимается с усилителя 5 до управляемого каскада).
Цифровой преобразователь снабжен таймером 13, двумя счетчиками-делителями 12 и 14 и
двумя счетчиками-накопителями 11 и 15. Таймер открывает входы счетчиков 12 и 14 на
фиксированное время (100, 1000 и 10000 с). В зависимости от устанавливаемого на таймере времени
коэффициент деления счетчиков 12 и 14 равен 1;
10 или 100. Таким образом, вне зависимости от времени на счетчиках 11 и 15 набирается одно и
то же число (NG или Nρ) соответствующее усредненным за время измерения расходу смеси ее
плотности. Изменяя крутизну преобразователя -5, можно значение NG получить в именованных
единицах (например, т/сут). На выход счетчика делителя 14 включен также электромеханический
счетчик 16, на котором можно фиксировать расход (значение NG). При желании можно отключить
таймер и использовать BMP как счетчик массы прошедшей через него смеси. Если накопленное в
счетчике 15 число меньше допустимого для данной скважины минимума расхода (который в виде
уставки фиксируется в этом счетчике), то на выходе счетчика появится аварийный сигнал Vo.
Основная приведенная погрешность измерения ±5%. Электрическое питание—от сети переменного
тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц.
§ 8. ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ РАСХОДОМЕРЫ
Принцип действия электромагнитных расходомеров основан на измерении электродвижущей
силы, индуцированной в потоке электропроводной жидкости под действием электромагнитного поля
в функции скорости движения этой жидкости. Схема индукционного расходомера показана на рис.
7.9.
Между полюсами магнита N—S перпендикулярно к направлению силовых линий магнитного
поля проходит трубопровод 1, по которому течет жидкость. Если жидкость электропроводна, то в
точках, расположенных по вертикали на противоположных концах диаметра трубопровода, создается
разность потенциалов, образующая электродвижущую силу (эдс):
где В—магнитная индукция; l—расстояние между электродами; w —скорость потока жидкости.
Разность потенциалов, снимаемая двумя электродами 2, измеряется прибором 3. Отрезок трубы,
расположенный в магнитном поле, изготовлен из немагнитного материала.
Выражая скорость потока w через расход w=4Q/πD2, получим
52
Из формулы (7.17) видно, что эдс прямо пропорциональна расходу, следовательно, в этом
случае шкала прибора линейна. Расходомеры с постоянным магнитным полем имеют ряд
недостатков, являющихся следствием поляризации электродов. Так как в электромагнитных
расходомерах используют электромагниты, питаемые переменным током, магнитная индукция будет
выражена уравнением
где Вmах—максимальная магнитная индукция; f—частота переменного тока; t—время.
Подставляя уравнение (7.18) в (7.17), получим
Под влиянием переменного магнитного поля в потоке жидкости формируются кроме
измеряемой электродвижущей силы также и другие (паразитные) эдс, искажающие результат.
Паразитная эдс наводится в контуре, образованном выводами электродов. Значение ее
пропорционально скорости изменения магнитной индукции и не зависит от скорости потока.
Паразитные сигналы-помехи сдвинуты по фазе на 90° относительно измерительного сигнала. Паразитные эдс при отсутствии предохранительных мер могут быть значительными, в результате чего
результаты измерений искажаются. Для снижения паразитных эдс применяют следующие меры.
1. Включают два однотипных датчика так, чтобы рабочие эдс
складывались, а паразитные—вычитались.
2. В цепь усилителя включают фазочувствительный детектор, подавляющий эдс, сдвинутую на 90° относительно рабочей.
3. Применяют компенсаторы с автоматическим уравновешиванием
двух составляющих напряжения, различающихся по фазе.
4. Включают в цепь электродов катушку, расположенную в рабочем
магнитном поле и поворачивающуюся до момента компенсации наводимой
в ней паразитной эдс.
5. Применяют подвижной вывод от одного из электродов, проходящего через рабочее магнитное поле. Перемещением вывода можно добиться, чтобы площадь
контура, пронизываемого полем, была равна нулю.
Показания индукционного расходомера не зависят от параметров измеряемой жидкости
(температуры, плотности, вязкости, давления, теплопроводности и др.), если последние не влияют на
электропроводность. Из формул для эдс, индуцируемой в расходомере, видно, что показания
расходомера теоретически не должны зависеть и от электропроводности. Но практически, поскольку
измерительные приборы определяют эдс по силе тока, текущего через прибор, при соизмеримых
значениях сопротивлений измерительного прибора и датчика, изменение электропроводности
жидкости влияет на сигнал.
К достоинствам индукционных расходомеров следует отнести то, что они не имеют каких-либо
подвижных или неподвижных выступающих частей, препятствующих измеряемому потоку,
обладают линейной шкалой, высокой чувствительностью, хорошей воспроизводимостью показаний
и стабильной работой.
Этими расходомерами можно определять расходы сред с высоким агрессивным воздействием,
радиоактивных сред и расход различного рода пульп.
К числу достоинств индукционных расходомеров следует также отнести то, что применение их
не обусловлено требованием прямого участка трубопровода. Поэтому он может быть установлен в
любом положении (горизонтальном, наклонном, вертикальном).
К недостатку индукционного расходомера следует отнести то, что измеряемая им жидкость
должна обладать некоторой минимальной проводимостью. Многие углеводороды (в том числе нефть
и продукты нефтепереработки) этим свойством не обладают.
Электромагнитный принцип измерения расхода использован в расходомерах бурового раствора
РГР-7, который состоит из электромагнитного датчика расхода, измерительного блока, преобразующего сигнал датчика в угол поворота сельсина, и показывающего устройства.
53
Схема измерительного устройства приведена на рис. 7.10. Система магнитного возбуждения
(KB) создает переменное магнитное поле, пронизывающее немагнитную трубу датчика, в которой
протекает буровой раствор. Электродвижущая сила, пропорциональная скорости потока жидкости,
снимается с изолированного электрода Э, введенного через стенку трубы перпендикулярно к
магнитному потоку. Возникающая паразитная эдс устраняется закреплением выводов от корпуса и
электрода в плоскости, перпендикулярной к трубе.
Сигнал измерительного электрода поступает по экранированному кабелю через разделительную
емкость С1 на сетку первого каскада лампы Л1. На катод этой лампы в фазе с полезным сигналом
одновременно подводится компенсирующее напряжение с потенциометра Rп через емкость С2
фазовращательной ячейки R3—C2.
Результирующее напряжение «сетка—катод» равно разности сигнала и компенсирующего
напряжения. Усиленный сигнал с анодной нагрузки R5 через емкость СЗ подается на сетку второго
каскада Л1. Емкость С5, внутреннее сопротивление лампы R, и сопротивление R7 образуют
54
фазосдвигающую цепочку, с выхода которой сигнал через емкость С6 поступает на сетку третьего
каскада Л^„ выполненного аналогично второму. Во втором и третьем каскадах осуществляется
необходимый для нормальной работы фазочувствительного усилителя сдвиг фазы сигнала. Нити
накаливания ламп всех каскадов усилителя напряжения питаются постоянным током, поскольку
незначительная величина измеряемого сигнала, имеющего частоту 50 Гц, может оказаться
соизмеримой с флуктуациями потока электронов в лампах с катодом, подогреваемым переменным
током той же частоты.
После усиления четвертым каскадом через емкость С10 сигнал поступает на вход
фазочувствительного усилителя мощности ЛЗ, нагруженного управляющей обмоткой реверсивного
двигателя РД-09, связанного с движком реохорда Rn. На анод усилителя мощности с
выпрямительного моста ВПЗ — ВП6 подается пульсирующее напряжение, необходимое для работы
двигателя, а на аноды всех каскадов усилителя напряжения—напряжение, сглаженное диодом ВП7 и
емкостью СИ.
Описанная схема работает как автокомпенсатор, т. е. при наличии на входе усилителя
разностного сигнала двигатель поворачивает движок потенциометра в сторону уменьшения
разбаланса и сводит его к нулю (~60 мкВ).
В этот момент двигатель останавливается и фиксирует определенное положение движка
потенциометра и связанного с ним ротора сельсина БД-404А, причем зависимость между расходом
жидкости и углом поворота движка линейная. За счет использования двигателя с редукцией i=1/268
автокомпенсатор работает устойчиво, без перерегулирования и не реагирует на пульсацию расхода,
создаваемую поршневыми насосами.
Во время эксплуатации расходомера на буровой неизбежны колебания напряжения и частоты
тока. При этом возможно добавление в раствор ферромагнитных присадок (гематита), что будет
вызывать изменение значения полезного сигнала, снимаемого с датчика.
Для компенсации вызванных этими факторами погрешностей измерения необходимо
одновременно с полезным сигналом соответственно уменьшать или увеличивать и компенсирующее
его напряжение, снимаемое с потенциометра Rп. Такая компенсация достигается специальной
системой возбуждения датчика и потенциометра, состоящей из закрепленных на датчике двух пар
катушек Kl, К.2 и КЗ, К.4, включенных между собой и согласно питающих потенциометр Rп.
Первая пара катушек К.1, K.2 расположена на магнитопроводе, где пронизывающий ее поток
зависит только от силы тока возбуждения. Вторая пара катушек К.З и К.4 расположена на корпусе
датчика на участке, где происходит наибольшее изменение магнитного потока при изменении
магнитных свойств раствора.
Такая система обеспечивает независимость показаний расходомера от колебаний напряжения
питания и изменения магнитных свойств измеряемого вещества.
§ 9. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА В СКВАЖИНЕ
Скважинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и
исследования характера работы добывающих и нагнетательных скважин. С помощью этих
расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи.
1. Определяют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной
эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной.
2. Определяют место притока и количество поступающей жидкости в вертикальном
направлении нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности
гидравлического разрыва пласта и образования трещин.
3. Выявляют водопринимающие пропластки в нагнетательных скважинах и определяют объем
поступающей в них жидкости при изучении технологических процессов поддержания пластового
давления методом закачки воды в пласт.
4. Определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению
притока по стволу скважины.
5. Определяют наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.
Существующие скважинные расходомеры по принципу действия можно разделить на приборы
постоянного перепада давления и приборы, имеющие турбинку.
55
Скважинные расходомеры постоянного перепада давления. Схема прибора показана на рис.
7.11. Измерительная часть состоит из конусной трубки 7 и поплавка 6, соединенного штоком 9 с
ползуном 11, к которому крепится держатель с пером 12.
Ползун может свободно перемещаться по вертикали в направляющей трубке 10. Поток
измеряемой жидкости через отверстия 4 и измерительный конус выходит через отверстия 8. Для того
чтобы весь поток измеряемой жидкости проходил через измерительное устройство, предназначено
пакерующее устройство 3, представляющее собой многолепестковый раструб, распираемый
пружинами 5. При спуске прибора в скважину лепестки раструба сложены, прижаты к корпусу и
удерживаются в таком положении кольцом 2. В заданном месте гидравлическое реле 1 сдвигает
кольцо 2 вниз и раструб 3, отжимаемый пружинами 5, раскрывается, перекрывая поперечное сечение
колонны труб и направляя весь поток жидкости в прибор.
Изменение расхода приводит к пропорциональному изменению положения поплавка 6 по
высоте, что фиксируется пером 12 на диаграммном бланке, вставленном в барабан 13. Барабан с
диаграммным бланком вращается часовым механизмом 16, который амортизирован в корпусе
прибора пружинным упором 17. Чтобы исключить влияние давления на показания прибора, камера, в
которой расположена регистрирующая часть, заполнена жидкостью под тем же давлением, что и в
измеряемом потоке. Давление в скважине, действующее на ось 14, не передается на выходную ось
часового механизма, расположенного в герметичной камере. Это давление через бурты 15 передается
корпусу прибора.
Для диаграммного бланка используют цветную бумагу, покрытую титановыми белилами с
воском. Прибор опускают в скважину на проволоке 19, закрепленной в головке 18.
Скважинные расходомеры с турбинкой. Турбинка в качестве измерительного преобразователя
использована в разработанных ВНИИКАнефтегазом скважинных расходомерах РГД-3, РГД-4, РГД-5
и РГД-6, предназначенных для измерения расхода при закачке воды непосредственно через
эксплуатационную колонну.
У расходомера РГД-3 внутри корпуса 10 (рис. 7.12,а) установлены струевыпрямители 6 и 9 для
сглаживания завихрений потока до и после турбинки 7. Вращение турбинки посредством кольцевого
магнита 8 передается магнитному прерывателю тока 5, размещенному в герметичной камере,
изготовленной из немагнитного металла. Для повышения чувствительности при небольших расходах
на корпус одевают цилиндр 4, уменьшающий кольцевой зазор между стенками скважины и
прибором. Прибор опускают в скважину на кабеле 1, закрепленном в головке 2. Верхний предел
измерения прибора составляет 1 мус.
Расходомер РГД-4 (рпс. 7.12,6) имеет турбинку 3 с магнитным прерывателем, состоящим из
магнита 2 и геркона 1. В нижней части прибора предусмотрен центратор, фиксирующий положение
корпуса относительно стенок труб. Центратор состоит из шарнирно соединительных пластин 5,
раздвигаемых в скважине с помощью пружинного толкателя 4. Верхний предел измерения прибора
РГД-4 составляет 1 м3/с.
Приборами РГД-3 и РГД-4 измеряют парциальный расход, т.е. часть расхода жидкости,
протекающей через сечение скважины, так как у этих приборов отсутствует пакерующее устройство.
Показания приборов зависят от диаметра скважин, который не постоянен, вследствие чего этими
приборами можно измерять относительный расход по пропласткам. Выполняется это следующим
образом. Вначале, установив прибор выше кровли самого верхнего пласта, измеряют общий расход
воды. Значение расходов жидкости по нижележащим пропласткам определяют как отношения
показаний прибора при каждом измерении к общему расходу.
Расходомер РГД-5 снабжен манжетным пакером и центратором. Весь поток жидкости проходит
через калиброванное сечение струенаправляющей трубы, в которой расположена турбинка.
Эластичные резиновые мембраны пакера, не затрудняя спуск прибора в скважину, обеспечивают
надежное перекрытие кольцевого сечения между стенками скважины и прибором, если диаметр
эксплуатационной колонны не превышает 10 мм номинального сечения.
56
РГД-6, в отличие от рассмотренных, снабжен гидравлическим пакерующим устройством,
обеспечивающим полное перекрытие кольцевого зазора в скважинах, имеющих диаметр от 140 до
180 мм. Пакер представляет собой резиновую оболочку, концы которой закрепляются снаружи
корпуса глубинного снаряда резьбовыми кольцами. Раскрывается пакер накачкой жидкости под
резиновую оболочку специальным насосом. Предел измерения РГД-6—0,3 м3/с.
Контрольные вопросы
1. Объясните принцип действия и устройство объемных расходомеров и счетчиков,
шестеренчатых и роторных.
2. Объясните теоретические основы измерения расхода методом переменного перепада
давления.
3. Из чего состоит комплект установки для измерения расхода методом переменного перепада
давления? Расскажите о правилах монтажа комплекта и отдельных элементов.
4. Изложите принцип действия и устройство расходомеров постоянного перепада давления.
5. Расскажите о принципе действия и устройстве расходомеров переменного
уровня.
6. Расскажите о принципе действия тахометрических расходомеров и устройстве расходомеров
ТОР и НОРД.
7. В чем заключается отличительная особенность и преимущество вибрационных массовых
расходомеров? Расскажите о принципе действия и устройство BMP.
8. Объясните принцип действия и устройство электромагнитных расходомеров. Какие вам
известны способы подавления паразитной эдс? Расскажите о устройстве расходомера РГР-7.
9. Каково назначение скважинных расходомеров и какие технологические задачи решаются с их
помощью?
10. Изложите устройство скважинных расходомеров постоянного перепада давления.
11. Расскажите о принципе действия и устройстве глубинных расходомеров с турбинкой.
57
Глава 8
ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТЕЙ В ЕМКОСТЯХ И СКВАЖИНАХ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИБОРОВ
Резервуары представляют собой весьма многочисленную группу технологических объектов,
которые являются принадлежностью нефтяных промыслов, резервуарных парков, раздаточных и
перевалочных баз разветвленной системы нефтеснаба. Во всех случаях в резервуарных парках
выполняются две основные задачи—учет и хранение жидкости.
Количество нефти и нефтепродуктов в резервуарах учитывают измерением их объема и массы.
Объем жидкости определяют умножением измеренного значения уровня на известную площадь их
поперечного сечения. Массу жидкости можно найти двумя способами:
1) измерением уровня и плотности с последующим вычислением массы жидкости и 2)
непосредственным измерением массы жидкости.
Измерение уровня в скважинах выполняют для контроля изменения пластового давления,
исследования характера притока жидкости из пласта и определения режима эксплуатации
глубиннонасос-ных скважин. Приборы для измерения уровня жидкости можно классифицировать по
следующим признакам.
По назначению: 1) сигнализаторы, контролирующие предельные значения уровня; 2)
уровнемеры, непрерывно измеряющие значение уровня; 3) измерители раздела двух сред.
По принципу действия: механические, пьезометрические и электрические.
Принцип действия приборов в значительной степени определяется свойствами измеряемой
среды, поэтому приборы в указанных группах, в свою очередь, подразделяются по устройству на
следующие виды.
Механические: поплавковые с чувствительным элементом, находящимся на поверхности
измеряемой жидкости и передающим значение уровня указателю с помощью мерной ленты или
троса; буйковые, имеющие в качестве чувствительного элемента буек, связанный с
компенсационным устройством, реагирующим на изменение выталкивающей силы, действующей на
буек при изменении уровня погружения его в жидкость.
Пьезометрические: барботажные, представляющие собой пневматическую трубку, имеющую
выход для воздуха на фиксированном положении от дна резервуара. Уровень определяется по давлению воздуха, прокачиваемого по трубке.
Манометрические, определяющие уровень по давлению пьезометрического столба жидкости,
воспринимаемого манометром.
Электрические: кондуктометрические, основанные на изменении электропроводности
измеряемых сред, применяемые в основном для контроля раздела сред.
Емкостные, основанные на различии диэлектрических свойств воздуха и измеряемой жидкости.
Радиоактивные, основанные на поглощении измеряемой жидкостью γ-лучей, излучаемых
радиоактивным излучателем.
Радиоинтерференционные, основанные на изменении частоты радиоволн в зависимости от
глубины погружения антенны колебательного контура в измеряемую жидкость.
Ультразвуковые, измеряющие уровень по времени распространения ультразвуковых волн в
измеряемой среде.
По способу передачи показаний уровнемеры бывают с местным отсчетом и дистанционного
действия.
В нефтяной и газовой промышленности применяют преимущественно поплавковые буйковые и
в ограниченном числе пьезометрические уровнемеры.
§ 2. ПОПЛАВКОВЫЕ И БУЙКОВЫЕ УРОВНЕМЕРЫ
В СССР и за рубежом для измерения уровня нефти и нефтепродуктов в резервуарах наиболее
широко применяют поплавковые уровнемеры. Это обусловлено простотой их конструкции,
достаточно высокой точностью, надежностью и сравнительно низкой стоимостью. Кроме того, эти
уровнемеры удобны для товароучетных операций в резервуарных парках.
58
Наиболее распространены поплавковые уровнемеры, серийно выпускаемые нашей
промышленностью, типа УДУ различных модификаций (табл. 8.1). Принцип действия их основан на
следящем действии поплавка, плавающего на поверхности жидкости.
Схема уровнемера УДУ-10, являющегося основной базовой конструкцией, показана на рис. 8.1.
Поплавок 1, подвешенный на перфорированной мерной ленте 2, при движении скользит вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на днище резервуара и натянуты гайками 4,
установленными на крышке верхнего люка резервуара. Лента по роликам 5 проходит через
гидрозатвор 6 и вращает мерный шкив 7. Последний вращает механизм счетчика, показания которого
соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается
пружинным двигателем постоянного момента.
Счетный механизм представляет собой десятичный счетчик с тремя малыми барабанами и
одним большим, который по окружности имеет 100 делений. Цена одного деления составляет 1 мм.
Уровнемер типа УДУ-10 предназначен для измерения уровня однородных взрывоопасных и
невзрывоопасных, агрессивных (с агрессивностью, не превышающей агрессивность сернистой
нефти) и неагрессивных, электропроводных и неэлектропроводных жидкостей в резервуарах
общепромышленного назначения. С его помощью можно
проводить местный отсчет результатов измерения, а также
подсоединять потенциометрические и кодоимпульсные датчики
для передачи показаний на расстояние.
УДУ-10 может быть смонтирован на резервуарах различных
типов. Абсолютная погрешность при местном отсчете равна 4 мм,
погрешность дистанционной передачи с потенциометрической
приставкой ±15 мм.
Для измерения уровня жидкости в сосудах с высоким
давлением применяют уровнемеры с буйковым чувствительным
элементом, принцип действия которого основан на изменении
силы тяжести буйка при изменении глубины погружения его в
жидкость.
В состав ГСП входят буиковые уровнемеры с
пневматическим преобразователем УБ-11 и с электрическим
преобразователем УБ-Э.
Приборы состоят из унифицированных пневмо- и
электросиловых преобразователей и измерительного блока.
Описание преобразователей дано в гл. 3.
59
На рис. 8.2 показан пневматический буйковый
уровнемер типа УБ-П, в котором измерительный блок, так
же как и в электрических буйковых уровнемерах типа УБ-Э,
представляет собой рычажную систему с чувствительным
элементом в виде буйка 3. Буек подвешен к рычагу 4 при
помощи призмы 5. Вывод рычага 4 из полости рабочего
давления уплотнен с помощью одногофровой металлической
мембраны 1. Начальный вес буйка уравновешивается
специальным
грузом
7,
навинченным
на
плечо
дополнительного рычага 6. Основание 2 имеет фланец,
который служит для крепления датчика к аппарату.
Принцип действия датчика основан на пневматической
силовой компенсации. Изменение уровня жидкости, в
которую погружен буек 3, приводит к изменению усилия, приложенного к рычагу 4. Это усилие
через тягу 8 передается рычагу пневмосилового преобразователя и автоматически уравновешивается
усилием, развиваемым давлением сжатого воздуха в сильфоне 9 обратной связи преобразователя.
Давление обратной связи одновременно является выходным сигналом датчика.
Наибольшее усилие рычаг 4 воспринимает в том случае, когда буек 3 не погружен в жидкость.
Этому нулевому значению уровня соответствует выходной сигнал, равный 100 КПа. При увеличении
уровня жидкости, в результате увеличения выталкивающей силы, усилие, приложенное к рычагу 4,
уменьшается и при полном погружении буйка в жидкость выходной сигнал равен 20 КПа. Класс
точности приборов 1,0 и 1,5.
§ 3. ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКИЕ УРОВНЕМЕРЫ
Пьезометрический метод измерения уровня основан на измерении высоты столба жидкости по
давлению, которое создает этот столб. В этом случае уровень жидкости можно определить подключением манометра к нижней отметке емкости, продувкой воздуха или при помощи
.дифференциального манометра.
При измерении уровня продувкой воздуха в резервуар опускают на фиксированное расстояние
трубку. Расстояние от свободного конца ее до дна резервуара должно быть не менее 75 мм. Через
трубку прокачивают воздух, который, выходя из свободного конца ее пузырьками, препятствует
поступлению жидкости в трубку.
Давление воздуха, прокачиваемого по трубке, всегда будет равно гидростатическому давлению
столба жидкости:
р=Hρg,
где Н—высота столба жидкости над обрезом трубки; ρ — плотность жидкости; g—ускорение
свободного падения.
При этом способе измерения уровня жидкости необходимо следить, чтобы расход воздуха,
протекающего по импульсной трубке, был в пределах 50—100
см3/мин. При продувке большего количества воздуха результат
измерения будет искажаться потерей напора на сопротивление его
движению. При продувке меньшего объема воздуха напор,
создаваемый им, будет недостаточным и изменение его, следующее
за изменением уровня жидкости, будет происходить с запаздыванием.
Этот метод был использован в разработанной институтом
«Нефтехимавтомат» системе типа «Радиус» для измерения массы
нефти и нефтепродуктов в резервуарах.
Схема измерения показана на рис. 8.3. Установка состоит из
импульсной трубки 2, опускаемой в резервуар с приемником 1 на
конце, линии питания 4, по которой прокачивается воздух, дросселя 5
и весомера 3. Приемник 1 предназначен для уменьшения пульсации
60
давления воздуха при выходе пузырьков и представляет собой полый замкнутый цилиндр с горизонтальными щелями. Дроссель 5 предназначен для ограничения подачи воздуха в заданных
пределах.
Если в импульсную трубку 2 подать сжатый воздух, то в ней установится давление, равное
гидростатическому давлению столба жидкости на уровне расположения щели в приемнике. Массу
жидкости в резервуаре можно определить по формуле
где p=ρgH—гидростатическое давление столба жидкости в резервуаре; Fcp(H) — средняя площадь
резервуара при данном заполнении уровня Н
где Vн— объем резервуара, ограниченный высотой Н; F (h)—зависимость поперечного сечения
резервуара от высоты (определяется по калибровочным таблицам). Весомер представляет собой
грузо-поршневой манометр, обеспечивающий силовую компенсацию веса столба жидкости
(давления) в резервуаре. К одному весомеру можно подключить до 20 датчиков, установленных на
резервуарах. Длина пневмолинии может достигать 300 м.
§ 4. ИЗМЕРЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ
Приборы для измерения уровня в скважинах называют пьезографами. Уровень измеряют в
глубиннонасосных и пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины представляют собой
скважины, проведенные на эксплуатирующийся пласт, находящиеся за контуром нефтеносности и
предназначенные для измерения в них уровня с целью контроля пластового давления.
Приборы для измерения уровня в скважинах применяют для решения следующих задач:
1) определения изменения пластового давления с целью контроля тенденции его изменения и
определения таким образом эффективности мер поддержания пластовых давлений; 2) определения
забойных давлений в глубиннонасосных скважинах с целью выбора режима эксплуатации и
технической характеристики необходимого эксплуатационного оборудования; 3) исследования
скважин методами прослеживания уровня и пробных откачек.
По принципу действия существующие устройства для измерения уровня в скважинах можно
разделить на поплавковые (погружные) и акустические.
Поплавковый
(погружной)
компенсационный пьезограф. Прибор предназначен для
измерения изменений уровня в скважине. Устройство разработанного ВНИИКАнефтегазом
компенсационного пьезографа показано на рис. 8.4. Прибор опускают в пьезометрическую скважину
под уровень жидкости на определенную глубину Н.
При этом на чувствительный элемент пьезографа — сильфон 12— будет действовать давление,
создаваемое весом столба жидкости:
где Но—уровень жидкости над сильфоном; ρ—плотность жидкости.
Сильфон 12, сжимаясь под действием статического давления, включит контакт нуль-органа 9, и
двигатель 6 будет вращаться. Двигатель имеет два выходных вала. Нижний выходной вал, вращая
винт 7, будет сжимать пружину 8 до тех пор, пока усилие ее не будет достаточным для компенсации
давления, испытываемого сильфоном. Верхний выходной вал двигателя будет вращать ходовой винт
2, который, перемещая гайку 5 с закрепленным на ней держателем с пером 4, обеспечит запись
компенсационного усилия на диаграммном бланке, вставленном в барабан 3. Барабан приводится во
вращение часовым механизмом 1. При компенсации пружиной 8 давления нуль-орган разомкнет
цепь питания двигателя 6 и последний остановится.
61
При изменении уровня жидкости до Hi давление изменится и нуль-орган, связанный с
сильфоном, опять включит двигатель, который через винт 7 будет сжимать пружину 8 до
компенсации нового давления:
Поскольку плотность жидкости в процессе измерения не меняется, изменение давления будет
пропорционально изменению уровня. Если из (8.4) вычесть (8.3), получим
Приемная камера 10 сообщается с внешней средой через отверстие 11.
Акустический метод измерения уровня в скважинах
Сущность акустического метода заключается в определении расстояния по времени
прохождения упругой звуковой волны от устья скважины до уровня жидкости. В скважину посылают
звуковой импульс, мощность которого достаточна, чтобы получить надежное отражение от уровня
жидкости. Затем определяют скорость распространения звука в скважине и время, необходимое для
прохождения его от устья до уровня жидкости.
Расстояние от устья до уровня жидкости в скважине определяют по формуле
где wr — скорость распространения звуковой волны в газовом пространстве скважины; Т—
время пробега звуковой волны от устья скважины до уровня жидкости.
Скорость распространения звуковой волны в скважине зависит от физических свойств,
температуры, давления, плотности и состава газа, заполняющего скважину. Исследования показали,
что скорость распространения звуковой волны в скважинах лежит в весьма широких пределах: 250—
460 м/с, поэтому ее необходимо определять одновременно с измерением уровня жидкости.
Акустический метод измерения уровня использован в эхолоте, который применяется для
определения статического и динамического уровней жидкости в глубиннонасосных скважинах.
Принципиальная схема измерения уровня эхолотом приведена на рис. 8.5. В качестве
импульсатора в эхолоте применяется пороховая хлопушка 1, создающая мощную звуковую волну
при мгновенном сгорании пороха. Для определения скорости распространения звука в скважине на
насосных трубах устанавливают репер на определенном расстоянии от устья.
Пороховая хлопушка, герметично соединенная открытым концом с устьем скважины, посылает
звуковой импульс, который, дойдя до репера 2 и уровня жидкости, отражается и воспринимается
термофоном 3. Звуковой импульс представляет собой взрыв порохового заряда, заключенного в
62
гильзу, который получается при ударе по капсуле бойком пороховой хлопушки. Термофон
представляет собой вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток силой 02—0,3 А,
нагревающий нить до температуры 100 °С. Звуковые г vt-пульсы (колебания воздуха) воздействуют
на вольфрамовую нить, чем вызывают понижение ее температуры, а следовательно, и понижение
электрического сопротивления.
При этом сила тока в цепи термофона увеличивается. Колебания тока в цепи термофона,
усиленные двухкаскадным усилителем 4, передаются регистратору 5, который записывает их на
диаграммной ленте 6. Диаграммная лента перемещается с постоянной скоростью 50 или 100 мм/с.
Изменение скорости движения ленты достигается сменой ведущих роликов. Для сменных лент
может быть использована любая канцелярская рулонная бумага или калька. Бумагу нарезают
ровными лентами шириной 30 мм и длиной 650 мм, которые-склеивают кольцами. Наибольшая
глубина, на которой можно измерить уровень жидкости современными эхолотами, 3000 м. Погрешность составляет ±0,5% от предела измерения.
Простейшая теоретическая диаграмма записи звукового импульса и его отражений от репера и
уровня, называемая эхограммой, изображена на рис. 8.6. На ней выделяются три пика. Пик В
соответствует звуковому импульсу (выстрелу пороховой хлопушки), пик Р — отражению звуковой
волны от репера, а пик Ур — отражению звуковой волны от уровня.
Поскольку лента движется с постоянной скоростью (50— 100 мм/с), по расстоянию между
пиками легко определить время прохождения звука от устья до репера и до уровня жидкости. Расстояние до уровня можно определить из соотношения
где Hyp и Ну—соответственно расстояния до уровня и до репера; Тур и Тр— время прохождения
звуковой волны от устья до урбвня и от устья до репера.
Нетрудно заметить, что Нр/Тр является скоростью движения звукового импульса в скважине.
Следовательно, формула (8.9) соответствует формуле (8.7).
Действительная эхограмма отличается от теоретической, изображенной на рис. 8.6. На
действительной эхограмме записаны многочисленные колебания, получающиеся вследствие
отражения звуковой волны от стыков труб, многократных повторных отражений от репера и от
уровня. Эти колебания являются помехами и затрудняют расшифровку эхограмм. Поэтому операцию
измерений уровня эхолотом следует выполнить несколько раз и, сопоставив несколько эхограмм,
отбросить случайные помехи.
Репер, представляющий собой отражатель звуковых волн, устанавливают на насосных трубах
на известном расстоянии от устья скважины. Площадь репера должна перекрывать 50—70%
поперечного сечения кольцевого межтрубного пространства, длина репера должна быть 300—400
мм.
Глубину установки репера выбирают в зависимости от притока жидкости и режима работы
глубиннонасосной установки. Следует стремиться к тому, чтобы после пуска скважинного насоса
расстояние от динамического уровня до репера было в пределах 50—100 м.
Хлопушка монтируется в отверстии фланца, герметизирующего устье скважины. Если давление
в межтрубном пространстве скважины не превышает атмосферного, уровень можно измерить без
герметизации места подключения хлопушки. При давлении газа выше атмосферного место
подключения хлопушки следует герметизировать, так как вырывающийся из затрубного
пространства газ будет вызывать шумы, воспринимаемые прибором и маскирующие на диаграмме
запись отражения звуковой волны от уровня и от репера.
Контрольные вопросы
1. Расскажите о принципе действия поплавковых уровнемеров, назначение, устройство и
модификации уровнемеров типа УДУ-5.
2. Объясните устройство буйковых преобразователей типа УБ-П для дистанционного измерения
уровня.
63
3. Объясните пьезометрический метод измерения уровня и принципиальную схему системы
дистанционного измерения массы жидкости типа <Радиус» в резервуарах,
4. Какие технологические задачи решают измерением уровня жидкости в скважинах?
5. Как работает поплавковый (погружной) компенсационный пьезограф? Расскажите о его
устройстве.
6. Объясните акустический метод измерения уровня в скважине.
Глава 9
ИЗМЕРЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЕЩЕСТВ И ПРИМЕСЕЙ
Физические свойства вещества характеризуют качество и соответственно возможность их
использования для определенных целей. Свойства веществ определяются численными значениями
физические или физико-химических величин, поддающихся измерению. Например, свойства веществ
могут быть определены твердостью, упругостью, плотностью, вязкостью, электропроводностью и
т.д.
Следует учитывать, что свойства веществ могут изменяться в зависимости от внешних условий.
Так, с изменением температуры изменяются плотность жидкостей и газов, прочность и упругость
материалов. Следовательно, с целью получения сопоставимых результатов при определении свойств
веществ в различных внешних условиях необходимо учитывать значения этих внешних условий и
вносить соответствующие поправки к результатам измерений. При наличии функциональной
зависимости или экспериментальных формул эти поправки можно определить расчетным путем.
Иногда их устанавливают с помощью справочных таблиц или соответствующих графиков.
Следует отметить, что изменение состава веществ приводит к изменению их свойств. Так,
например, в буровой-раствор иногда примешивают тяжелые компоненты для того, чтобы повысить
среднюю плотность или изменить вязкость его. По плотности раствора можно
судить о концентрации в нем компонентов. Увеличение концентрации солей в растворе ведет к
увеличению его электропроводности. Изменение состава нефти приводит к изменению ее вязкости.
Таким образом, свойства веществ могут служить косвенной характеристикой их состава.
При управлении технологическими процессами бурения, добычи и транспорта нефти и газа
необходимо измерять параметры, характеризующие свойства как добываемых нефти и газа, так и
материалов, применяемых в ходе технологического процесса. Для этих целей используют
анализаторы свойств материалов.
Наибольшее значение в технологических процессах нефтегазодобывающей промышленности
имеют такие параметры, как плотность и вязкость.
В добываемой из скважин нефти часто содержатся вода, минеральные соли и механические
примеси. Вода может находиться в нефти либо в виде глобул большого размера (тогда она легко
отстаивается при хранении), либо в виде эмульсии. Эмульсии могут быть весьма стойкими, и
отделение воды из них связано с определенными трудностями. Вода в нефти—нежелательный
компонент, вредный балласт. Нецелесообразно подавать нефть, содержащую свыше 1% воды, на
перекачку по магистральным трубопроводам, так как, во-первых, перекачка нефти с большим
содержанием воды приводит к неоправданно большим энергетическим затратам, во-вторых, в воде,
содержащейся в нефти, имеются в растворенном виде соли, которые вызывают коррозию
трубопроводов, оборудования и аппаратуры. Поэтому на нефтяных промыслах нефть обезвоживают
на специальных установках.
Таким образом, контролировать содержание воды и солей в нефти и нефтепродуктах
необходимо на нефтяном промысле, на обезвоживающих и обессоливающих установках и при сдаче
товарной нефти, что осуществляется специальными автоматическими анализаторами содержания
воды и солей в нефти, которые рассматриваются в настоящей главе.
Механические примеси в нефтях состоят из мелкого песка, глины, мельчайших частиц железа,
различных солей. Содержание их иногда может быть значительным. Большая часть этих примесей
при хранении нефти оседает в резервуарах и в грязевиках нефтеперерабатывающих установок.
Основной способ определения механических примесей основан на разбавлении испытуемых
нефтепродуктов растворителями с последующей фильтрацией растворов через бумажные или иные
фильтры. По привесу фильтра находят количество механических примесей.
64
§ 1. ИЗМЕРЕНИЕ ПЛОТНОСТИ
Плотность вещества—одна из основных характеристик, численно равная отношению массы М к
его объему: ρ=M/V. Единицей плотности является кг/м3. Иногда пользуются понятием
относительной плотности вещества, которая определяется отношением его массы к массе чистой
воды при температуре +4°С, взятой в том же объеме. Относительная плотность—величина
безразмерная. Так как вода и нефтепродукты имеют, неодинаковые коэффициенты расширения, то
при определении плотности необходимо указывать температуры воды и нефтепродукта, при которых
проводилось определение.
В СССР плотность нефти и нефтепродуктов определяют при температуре +20°С и относят к
плотности воды при температуре +4°С, принятой за единицу. Эта плотность обозначается через 420 .
Удельный вес—это физическая величина, равная отношению веса вещества к его объему;
γ=G/V.
Плотность и удельный вес связаны между собой таким же отношением, как масса и вес, т. е.
γ=ρg, где g— ускорение свободного падения.
Плотность жидкостей или газов измеряют с помощью плотномеров, которые по принципу
действия подразделяются на следующие группы: поплавковые, весовые, пьезометрические,
вибрационные и радиоактивные.
К поплавковым плотномерам относят ареометры, глубина погружения поплавка которых в
исследуемую жидкость обратно пропорциональна ее плотности. По числу делений выступающей части ареометра из исследуемой жидкости определяют значение плотности. Такие ареометры
применяют при определении плотности бурового раствора.
Принцип действия весовых плотномеров основан на том, что при Неизменном объеме масса
жидкости прямо пропорциональна ее плотности. Следовательно, для измерения плотности
достаточно непрерывно взвешивать определенный: объём жидкости, протекающей по трубопроводу.
Схема весового плотномера типа ДУВ-ТК-101 изображена на рис. 9.1. Чувствительным
элементом прибора является U-образная трубка 4, соединенная с подводящими неподвижными
патрубками при помощи сильфонов 8. С изменением плотности жидкости, протекающей по трубке,
вес ее меняется и заслонка 3 приближается или отходит от сопла 2. Соответственно изменению
плотности жидкости изменяется и давление воздуха на выходе пневмоусилителя 1. Это давление
фиксируется вторичным прибором 10, шкала которого градуирована в единицах плотности.
Для автоматического введения поправки на изменение плотности при изменении температуры в
конструкции прибора предусмотрен манометрический термометр, состоящий из термобаллона 9,
капиллярных соединительных трубок и сильфона, заполненных сжатым азотом. При отклонении
температуры от 20 °С, при которой тарируется прибор, термосистема воздействует через рычаг
обратной связи 7 и сильфон 6 на трубку 4, внося тем самым поправку. Для устранения влияния
65
окружающей температуры Предусмотрен компенсационный сильфон 11, а для устранения
произвольных колебаний—демпфирующее устройство 5.
Изменение показаний вторичного прибора от 0 до 100% соответствует приращению плотности
Δρ=100 кг/м3. Максимальное рабочее давление 1,6 МПа, рабочая температура —5, +110°С.
Погрешность датчика ло выходному пневматическому сигналу ±1% от диапазона шкалы.
Принцип действия пьезометрических плотномеров основан на том, что давление жидкости на
глубине Н от поверхности равно весу столба жидкости. При неизменных глубине Н и площади F
чувствительного элемента с изменением плотности р будет пропорционально изменяться давление р
На рис. 9.2,а приведена схема одного из пьезометрических плотномеров — сильфонного с
унифицированным пневмопреобразователем (типа ПЖ.С-П). В измерительной камере на
определенном расстоянии друг от друга расположены сильфоны 11 и 14, соединенные подвижным
коромыслом 13. При изменении плотности жидкости, протекающей через измерительную камеру,
изменяется деформация сильфонов, вследствие чего коромысло поворачивается относительно своей
точки опоры. Коромысло 13 при помощи углового рычага 9 соединено с Т-образным рычагом 1
унифицированного пневмопреобразователя. Герметичность вывода рычага из измерительной камеры
обеспечивается мембраной 10. Внутренние полости сильфонов 11, 14 и 12, из которых 11 и 14—
измерительные, соединены последовательно с помощью трубки. Сильфон 12 предназначен для
компенсации погрешности, вызываемой изменением температуры. Все сильфоны заполнены
контролируемой жидкостью, плотность которой минимальна. Датчик типа ПЖС-П позволяет
измерять плотность в диапазоне 500—2500 кг/м3. Схема подключения сильфонного плотномера с
унифицированным электросиловым преобразователем (ПЖС-Э) к объекту контроля показана на рис.
9.2,б.
Принцип действия пьезометрического плотномера для измерения плотности бурового раствора
типа ГПА-1 (рис. 9.3) основан на дифференциальном измерении давления столба жидкости в желобе
циркуляционной системы.
Плотномер состоит из дифференциального узла сравнения усилий, пневмопреобразователя с
силовой компенсацией и механической системы передачи перемещений и усилий. Измерительные
мембраны 1 и 2 связаны через суммирующий рычаг 19. На него действуют силы гидравлического
давления, определяемые разностью погружения мембран под уровень жидкости:
где ΔН—разность глубин погружения мембран под уровень жидкости; S—эффективная
площадь мембран.
66
Поскольку g, ΔH и S — величины постоянные, то ΔР пропорционально измеряемой плотности
жидкости. Усилие ΔР уравновешивается силой, возникающей в сильфоне 8 обратной связи, которая
передается рычагу 19 через систему рычагов 4, 5, 7. Уравновешивание осуществляется следующим
образом. При изменении плотности бурового раствора (например, при ее увеличении) усилие ΔР
возрастает и вызывает перемещение толкателей 3, 4 вверх. Одновременно рычаг 5 поворачивается
вокруг шарнирной опоры и заслонка 10 приближается к соплу 11. При этом повышается давление на
выходе пневмоусилителя 12 и в сильфоне 8 обратной связи. Давление на выходе пневмоусилителя
изменяется пропорционально изменению плотности в пределах 20—100 кПа. Для устранения
возможной разности площадей мембран предусмотрено изменение соотношения плеч 16 и 19
суммирующего рычага при помощи скользящей опоры 18.
Плотномер имеет две шкалы, отградуированные в пределах 0,8— 1,8 г/см3 и 1,8—2,8 г/см3.
Переключение шкал осуществляется с помощью пневмотумблера 14, сильфона 22 и рычага 15. Для
работы в первом диапазоне с помощью пневмотумблера 14 на сильфон 22 подается от пневмосети
сжатый воздух. При этом дно сильфона упирается в ограничитель хода 20, в результате чего рычаг
15. перемешается вниз, растягивая пружины 13, 23 и 9. Регулировкой натяжения этих пружин
устанавливается нижний предел измерения (20 кПа). Настройка верхнего предела измерения
осуществляется перемещением сильфона 8 и тяги 6. Для переключения прибора на второй предел
измерения тумблер 14 размыкают. При этом сжатый воздух выходит из сильфона 22 и рычаг 15
поднимается вверх до упора винта 21 в ограничитель, вследствие чего натяжение пружин 13, 23 и 9
уменьшается, давление на выходе пневмоусилителя падает и стрелка показывающего прибора
занимает положение начала отсчета по второму диапазону измерения. Регулировка начальной точки
второго диапазона измерения осуществляется путем перемещения упора 21, расположенного на
рычаге 15. Основная погрешность измерения составляет ±1,5% от предела.
Принцип действия радиоактивных плотномеров основан на изменении поглощения γ-излучения
радиоактивного источника при прохождении лучей через жидкость в зависимости от изменения
плотности этой жидкости. Интенсивность I узкого пучка γ-лучей, прошедшего через слой жидкости
толщиной х и плотностью ρ, определяется
выражением
где Iо—начальная интенсивность при хр=0; μо—коэффициент ослабления γ-лучей.
Преимуществом радиоактивного плотномера является отсутствие непосредственного контакта
измерительного прибора с измеряемой средой. Следовательно, этот прибор можно применять для
измерения плотности агрессивных жидкостей, а также жидкостей, находящихся в сосудах под
высоким давлением, и полимеризующихся сред.
На рис. 9.4 приведена принципиальная схема плотномера типа ПЖР. На участке трубопровода
2, в котором протекает исследуемая жидкость, монтируются источник 1 и приемник 3 излучения. В
качестве излучателя применяют радиоактивный изотоп Со60 или Cs137. Гамма-лучи от источника
пронизывают стенки трубопровода и слой исследуемой жидкости и попадают в приемник излучения.
Электрический сигнал приемника, являющийся функцией измеряемой плотности, формируется
67
блоком 4 и передается на вход электронного преобразователя 5. На этот же преобразователь
поступает электрический сигнал, полученный от блока 9, формирующийся при попадании на
приемник 8 гамма-лучей источника 6, прошедших через компенсационный клин 7. Принцип
действия и устройство источника 6, блока 9, приемника 8 и источника 1, приемника 3 и блока 4
идентичны.
Разность сигналов усиливается в электронном преобразователе и подается, на реверсивный
двигатель 10, который связан с компенсационным клином 7 и плунжером 11 дифференциальнотрансформаторного датчика вторичного прибора 12. В зависимости от размера и знака сигнала в
электронном преобразователе реверсивный двигатель перемещает клин до тех пор, пока разность
сигналов не станет равной нулю. Перемещение клина, с которым связана стрелка показывающего
прибора, пропорциональна изменению плотности жидкости. Интервал измерения плотности
плотномером ПЖР от 600 до 2000 кг/м3, погрешность прибора 2%.
§ 2. ИЗМЕРЕНИЕ ВЯЗКОСТИ
Вязкостью, или внутренним трением, называют свойство жидкостей и газов, характеризующее
сопротивление действию внешних сил, вызывающих их течение. Одна и та же сила создает в разных
жидкостях разные скорости перемещения слоев, отстоящих один от другого на одинаковых
расстояниях. От вязкости зависит мощность, затрачиваемая на перекачку жидкости по
трубопроводам.
Вязкость—основная физико-механическая характеристика смазочных масел. Она влияет на
способность данного сорта масла при температуре, характерной для данного узла трения, выполнять
свои функции.
Качество буровых растворов, способность их удерживать выбуренную породу во взвешенном
состоянии и тем самым обеспечивать очистку забоя в процессе бурения также в значительной мере
зависят от вязкости.
Различают динамическую и кинематическую вязкость.
Динамическая вязкость TI жидкости определяется силами межмолекулярного взаимодействия.
Измеряют ее в Па*с и определяют по формуле
где dw/dn—градиент скорости по поперечному сечению потока; S— площадь внутреннего
сдвига.
Величина, обратная динамической вязкости, носит название текучести, которая выражается в
Па-1*с-1.
Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости жидкости к ее
плотности ρ при той же температуре, т. е,
Иногда вязкость нефтепродуктов нормируется не в абсолютных величинах, а в градусах
условной вязкости:
Условной вязкостью ВУ называется отношение времени истечения 200 мл испытуемого
нефтепродукта через калиброванную трубку при температуре испытания (τж) ко времени истечения
200 мл дистиллированной воды при температуре 20 °С (τв).
Вязкость в значительной мере зависит от степени нагрева вещества, поэтому необходимо всегда
указывать температуру его определения. В технических требованиях вязкость чаще всего
нормируется при 50 и 100 °С, реже при 20 °С (для маловязких масел).
Приборы для определения вязкости называют вискозиметрами. В зависимости от принципа
действия вискозиметры бывают капиллярные, с падающим шариком и ротационные. Кроме того,
существуют вискозиметры для определения условной вязкости.
Капиллярные вискозиметры. Действие капиллярных вискозиметров основано на законе
Пуазейля, характеризующем истечение жидкостей из капилляров:
68
где r—радиус капилляра, м; р—давление, при котором происходит истечение жидкости из
капилляра, Па; τ—время истечения объема V жидкости, с; L—длина капилляра.
Формулу (9.7) можно записать в следующем виде:
где Q—расход жидкости через капилляр (Q=V/τ), м3/с; Δр—перепад давления на концах трубки,
Па.
При постоянном расходе жидкости Q, а также при неизменных геометрических размерах
капилляра τ и L динамическую вязкость можно определить по перепаду давления на капиллярной
трубке
Истечение исследуемой жидкости из трубки определенных диаметра и длины происходит под
действием силы тяжести или постоянного внешнего давления. Вязкость определяют по перепаду
давления или по давлению перед капиллярной трубкой.
Вискозиметры с падающим шариком. Зависимость скорости падения шарика в жидкости от
вязкости последней находят по формуле Стокса
где К. — коэффициент пропорциональности; ρ — плотность материала шарика; ρо—плотность
исследуемой жидкости; г—радиус шарика; w—скорость равномерного падения шарика.
Закон Стокса справедлив для условий, при которых шарик должен быть правильной формы,
иметь гладкую поверхность и двигаться со скоростью, при которой вокруг него не было бы вихрей и
устанавливалось ламинарное течение жидкости. Кроме того, жидкость должна быть однородна, без
влияния посторонних движений (конвекционных токов, движения пузырьков газа и т. п.).
Схема автоматического вискозиметра с падающим шариком
показана на рис. 9.5. В верхней части измерительной трубки 4
расположен шестеренчатый насос 2, который периодически по
заданной программе забирает пробу из резервуара 3. При этом
шарик 1, находящийся в нерабочем состоянии на нижней сетке
5, восходящим потоком жидкости поднимается вверх и
останавливается у верхней ограничиваю щей сетки 6. В момент
касания шарика верхней сетки насос автоматически
останавливается и шарик падает в неподвижной среде. На
измерительную трубку 4, выполненную из немагнитного металла,
надеты катушки 7 и 8. Первичные и вторичные обмотки катушек
соединены по дифференииально-трансформаторной схеме. При
прохождении шарика через катушки на выходе измерительной
схемы возникает сигнал разбаланса, который усиливается
усилителем 9. Если расстояние между катушками 7 и 8 фиксировано и равно L, то скорость
движения шарика в трубке w=L/ τ и формула (9.9) примет вид
т.е. измерение вязкости сводится к отсчету времени, в течение которого шарик при падении
проходит путь от верхней до нижней сетки.
Вторичный прибор 11 представляет собой электросекундомер, управляемый релейным блоком
10. Пределы измерения прибора можно менять, подбирая размер шарика.
Ротационные вискозиметры. Действие этих приборов основано на измерении вязкостного
сопротивления при вращении тела в жидкости. Крутящий момент при этом выражается линейной зависимостью
где К—постоянная прибора; η—вязкость жидкости, ω—угловая скорость.
69
Ротационные вискозиметры различаются формой вращающегося элемента и способом
измерения крутящего момента. В качестве вращающегося элемента применяют пластины, цилиндры,
лопасти, набор дисков.
Крутящий момент определяют одним из следующих способов:
1) по силе тока, потребляемой электродвигателем привода вращающегося элемента:
2) по углу поворота уравновешивающей торсионной пружины;
3) по реактивному моменту вращения статора приводного электродвигателя.
Схема устройства ротационного вискозиметра, использующего первый способ измерения
крутящего момента, показана на рис. 9.6.
Управляющая обмотка ωy вместе с конденсатором С составляет одно из плеч мостовой схемы, в
диагональ которой включен показывающий прибор П. Емкость С соответствует условию резонанса с
индуктивностью обмотки оду. Нуль прибора устанавливается и уравновешивается мостовой схемой
при вращении цилиндра в воде. При вращении цилиндра в исследуемой жидкости в зависимости от
ее вязкости изменяется момент на валу двигателя, а следовательно, и эквивалентное сопротивление в
цепи обмотки ωу, что приводит к разбалансу моста. Таким образом, с изменением вязкости жидкости
изменяется сила тока, протекающего через показывающий прибор, включенный в диагональ моста.
Для измерения дифференциальной вязкости (разность вязкостей бурового раствора на входе в
скважину и выходе из нее) существует измерительная система, схема которой показана на рис. 9.7.
Синхронный двигатель 4 с постоянной угловой скоростью вращает ось двойного
бесконтактного сельсина-датчика 5, который по индикаторной схеме соединен с двумя
бесконтактными сельсинами-приемниками 2 и 7. Ось сельсина-приемника 2 механически соединена
с телом вращения, погруженным в буровой раствор, поступающий в скважину, непосредственно
вблизи всасывающей линии бурового насоса.
В связи с индикаторным режимом работы сельсинов, сельсин 2 будет также вращаться со
скоростью п, а силы вязкости бурового раствора создадут на его оси тормозной момент. При этом
произойдет рассогласование вращающихся сельсинов 5 и 2 и появится ток в проводах их связи.
При ламинарном движении слоя жидкости, примыкающего к телу вращения, вязкость будет
пропорциональна тормозному моменту, а в пределах углового рассогласования сельсина до 30°—
току, проходящему по линии связи. Силу этого тока регистрирует миллиамперметр 3, шкала
70
которого отградуирована непосредственно в единицах вязкости. Вязкость бурового раствора,
выходящего из скважины, измеряют аналогичным сельсином-приемником и миллиамперметром 6.
Тело вращения, связанное с осью сельсина 7, погружено в. буровой раствор, выходящий из
скважины.
Размеры и форма тел вращения, а также электрические параметры сельсинов 2 и 7 принимают
одинаковыми. Сила токов, протекающих через первичные обмотки трансформаторов ТР1 и ТР2,
зависит от вязкости бурового раствора в сосудах 1 а 9. Электрические сигналы от вторичных
обмоток трансформаторов поступают в ячейку автоматического -вычитания, состоящую из
детекторов В, емкостных фильтров С и мостовой схемы (сопротивлений R1, R2, R3). Показания
миллиамперметра 8 также градуируют в единицах вязкости раствора. Переменные сопротивления R1
и R3 позволяют балансировать мост и регулировать коэффициент передачи схемы.
§ 3. АНАЛИЗАТОРЫ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ
Для установления количества воды, содержащейся в водонефтяной эмульсии, применяют
диэлькометрические и спектрофотометрические влагомеры.
Принцип действия диэлькометрических влагомеров основан на использовании значительной
разницы диэлектрической проницаемости нефти (около 2,5) и воды (80), что позволяет создать
прибор с высокой чувствительностью. В таком влагомере измеряется емкость конденсатора,
образованного двумя электродами, опущенными в анализируемую водонефтяную эмульсию.
Известно, что емкость конденсатора
где S—поверхность обкладок конденсатора; ε—диэлектрическая проницаемость среды между
обкладками; d—расстояние между обкладками.
Если принять, что S—площадь электродов (обкладок конденсатора), опущенных в анализируемую эмульсию, d—расстояние между
ними неизменны, то емкость конденсатора С будет зависеть от изменения ε, т. е. от изменения количества воды, содержащейся в нефти.
Исследования, проведенные рядом ученых, показали, что
диэлектрическая проницаемость нефти зависит от ее физикохимического состава (т. е. различна для разных нефтей), температуры,
количества растворенного в ней газа. Поэтому однозначная
зависимость емкости конденсатора, являющегося датчиком прибора,
от количества воды в нефти может быть получена только при
компенсации влияния указанных факторов.
Схема емкостного ;датчика влагомеров типа УВН для
непрерывного измерения объемного содержания воды в потоке нефти,
питаемых от сети переменного тока напряжением 220 В, приведена на
рис. 9.8.
Корпус 4 внутри покрывается эпоксидной смолой или
бакелитовым лаком для защиты его от коррозии и отложений
парафина. На фланце 5 монтируется внутренний электрод, длину
которого можно регулировать вращением штока 1. К стальному:
патрубку 6, укрепленному на фланце 5, с помощью кольца 7 крепится
стеклянная труба 3. Внутри трубы на длине 200 мм распылением
наносится слой серебра, который является внутренним электродом 2
датчика. Вращая штурвалом шток 1, можно перемещать в электроде 2 металлический цилиндр 8,
контактирующий с серебряным покрытием, настраивая таким образом влагомер на измерение
содержания воды в нефтях различных сортов. В качестве внешнего электрода используется корпус 4
датчика.
Установка датчика в вертикальном положении обеспечивает однородность потока. Для
компенсации влияния температуры предусмотрен электрический термометр 9 с мостом
температурной компенсации.
71
Диэлектрическую постоянную нефтеводяной смеси определяют по формуле Винера
где εв и εн—диэлектрические постоянные воды и нефти; Vв— объемное содержание воды в
нефти.
Расход прошедшей через датчик чистой нефти находят по формуле
где q — мгновенный расход смеси.
Такие влагомеры рассчитаны на пределы измерения влажности 0—60% (УВН-1) и 0—3%
(УВН-2).
Инфракрасный спектрофотометрический анализатор содержания воды в нефти «Фотон-П»,
принцип действия которого основан на зависимости поглощения электромагнитных волн от
концентрации исследуемого вещества и толщины образца, состоит из измерительного
преобразователя с узлом подготовки пробы, блока управления и вторичного прибора.
Принципиальная схема измерительного преобразователя показана на рис. 9.9. В нем осуществляется
измерение отношения интенсивности рассеянного излучения и интенсивности излучения в прямом
пучке, прошедшем через кювету с исследуемой пробой.
Луч света от источника 3 с помощью линзы 4 параллельным пучком направляется на
светоделитель 6, который делит пучок на две части: одна часть направляется в рабочий канал в
кювету 13, другая — в сравнительный на зеркало 5. Работа в режиме сравнения позволяет исключить
влияние на точность измерения нестабильности характеристик фотосопротивлений 22 и 30,
электронных ламп усилителей 17 и 31 и изменения интенсивности света источника излучения.
Обтюратор 7, вращаемый синхронным двигателем, поочередно пропускает поток излучения в
один из каналов. Число секторов обтюратора и скорость его вращения подобраны так, что частота
пропускания излучения равна частоте питающего напряжения.
Излучение в рабочем канале проходит по двум оптическим каналам: каналу прямого излучения
и каналу рассеянного излучения (измерительному).
В канале прямого излучения луч после светоделителя 6 направляется в кювету 13 через
обтюратор 7 и оптический клин 8. В кювете часть излучения поглощается, часть рассеивается, часть
проходит через кювету и с помощью зеркала 21 направляется на фотосопротивление 22. На это же
фотосопротивление из сравнительного канала от светоделителя 18 с помощью линзы 20 подается
опорное излучение. Фотосопротивление 22 включено в цепь фазочувствительного усилителя 17. К
выходу усилителя подключен реверсивный двигатель 9, ось которого связана с оптическим клином 8.
Канал сравнительного излучения 'предназначен для поддержания постоянной интенсивности
прямого излучения. При равенстве обоих потоков излучения на выходе усилителя переменное
напряжение отсутствует, электродвигатель не вращается и клин неподвижен. С изменением
72
интенсивности излучения прямого пучка на выходе усилителя появляется пульсирующее
напряжение соответствующей фазы и реверсивный двигатель передвинет клин в соответствующем
направлении. При этом восстановится прежнее значение интенсивности прямого излучения.
Ход лучей в измерительном канале следующий: рассеянное в кювете излучение собирается
оптическим конденсатором 16 и с помощью линзы 24 направляется через оптический клин 27 на
фотосопротивление 30. На это же сопротивление от зеркала 29 с помощью линзы 25 подается
опорное излучение в противофазе с рабочим. Фотосопротивление 30 включено в цепь
фазочувстрительного усилителя 31. К выходу усилителя подключен реверсивный двигатель 28, ось
которого связана с оптическим клином 27. С осью последнего связана также ось преобразователя
перемещений.
Измерительный канал работает аналогично каналу прямого излучения. При равенстве обоих
потоков оптически клин и преобразователь неподвижны.
Если в измерительной пробе нефти содержится вода, то появится рассеянное излучение,
интенсивность которого тем больше, чем больше содержание воды в нефти. Реверсивный двигатель,
перемещая оптический клин, восстановит прежнее значение освещенности фотосопротивления. При
этом повернется также и ось преобразователя, с выхода которого пропорциональный перемещению
сигнал поступит во вторичный прибор.
В схему измерительного преобразователя входит фотореле 1 коррекции фазы, управляемое
фотоэлементом 10. Поток излучения на фотоэлемент направляется из сравнительного канала от
светоделителя 11. Фотореле предназначено для согласования фаз коммутации потоков излучения и
питающего напряжения двигателей 9 и 28.
Измерительный преобразователь конструктивно выполнен совместно с узлом подготовки пробы
и имеет взрывозащищенное исполнение при использовании взрывоопасных смесей. Внутри корпуса
измерительного преобразователя монтируется узел оптических измерений, а узел подготовки пробы
крепится сверху корпуса на плите.
Вторичным прибором анализатора «Фотон-П» является прибор 26 с ферродинамическим
компенсатором, самопишущий, регулирующий типа ВФС. Измерительный сигнал 1—0—1 В
подается на вход прибора с преобразователя типа ПФ-2 измерительного преобразователя. Выходной
структурный преобразователь типа ПС предназначен для подачи унифицированного сигнала
частотой 4—8 кГц.
Прибор имеет два диапазона измерения влажности: 0—5 и 0—1%. Основная погрешность
составляет ±6% от предела измерения. Длительность цикла измерения 5, 30 и 60 мин.
§ 4. АНАЛИЗАТОРЫ СОДЕРЖАНИЯ СОЛЕЙ В НЕФТИ
Для контроля содержания солей в нефти используют приборы, основанные на измерении
электропроводности водной вытяжки, полученной при тщательной промывке пробы нефти паровым
конденсатом, а также на растворении пробы нефти в смеси полярных и неполярных растворителей в
заданном соотношении и на измерении электропроводности полученного раствора.
В первом случае применяют автоматический анализатор типа АСН-2ИО, а во втором —
автоматический анализатор типа «Ион».
Анализатор типа «Ион» состоит из блоков: преобразователя, управления, регистрации,
электромагнитных кранов и регулятора давления жидкости. Блок преобразователя отбирает пробу
нефти, разбавляет ее смесью полярных растворителей в соотношении 1:9, совместно с блоком
регистрации измеряет электропроводность полученного растеора и удаляет продукты анализа из
камеры чувствительного элемента.
Блок управления по заданной программе подает электропитание к клапанам блока
электромагнитных кранов, включает схему измерения в блоке регистрации, в котором записываются
результаты измерения и вырабатывается выходной унифицированный сигнал.
Блок электромагнитных кранов преобразует электрические сигналы, поступающие из блока
управления, в пневматические и подает их блоку преобразования для управления работой дозатора и
чувствительного элемента.
Сжатый воздух к электромагнитным кранам и блоку преобразователя поступает из баллона со
сжатым воздухом.
73
Схема устройства блока преобразователей показана на рис. 9.10, Автоматическая работа блока
преобразователей осуществляется подачей электромагнитными кранами сжатого воздуха по
заданной программе. При обесточенном состоянии блока электромагнитных кранов сжатый воздух
поступает в клапаны в, г, ж, е и к дозатора. Эти клапаны закрыты. В клапан а дозатора сжатый воздух
не поступает, поэтому он открыт.
Все операции выполняются автоматически в следующей последовательности. Выключаются
электромагнитные краны Растворитель 1 и Выход. При этом открываются клапаны в и г дозатора.
Растворитель из емкости 6 под давлением заполняет правую полость дозатора 2. Далее при
включении электромагнитного крана Растворитель II открываются клапаны ж и е дозатора.
Растворитель заполняет левую часть дозатора и через клапан Ь выбрасывает дозу растворителя в
измерительную камеру 1. Включаются электромагнитные краны Нефть, Клапан и Выход. При этом
открываются клапаны к и г закрывается клапан а. Через клапан к заполняется правая полость
дозатора нефтью, вытесняя через клапан г растворитель в измерительную камеру. При этом через
клапан а сток нефти прекращается.
Далее операции поочередного наполнения и опорожнения дозатора нефтью и растворителем
повторяются. После того как в измерительной камере получено необходимое количество смешанной
с растворителем в заданной пропорции пробы нефти, начинается процесс измерения
электропроводности смеси и по окончании измерения включается электромагнитный кран Ячейка.
При этом сжатый воздух поступает в измерительную камеру и проба удаляется в сливную емкость 7.
Терморегулятор 3 предназначен для стабилизации температуры растворителя. Растворитель из
емкости 6 по трубке поступает в змеевик терморегулятора, а оттуда — в дозатор. В качестве
регистрирующего прибора используется автоматический электрический мост в искробезопасном
исполнении.
Контрольные вопросы
1. Назовите методы измерения плотности вещества.
2. Расскажите о принципе действия и устройстве весовых плотномеров.
3. Расскажите о принципе действия и устройстве пьезометрических плотномеров.
4. Расскажите о принципе действия радиоактивных плотномеров.
5. Расскажите о влиянии вязкости жидкостей и масел на возможность использования их для
конкретных целей.
6. Назовите известные вам методы измерения вязкости.
7. Объясните метод измерения вязкости капиллярным вискозиметром.
74
8. Расскажите о принципе действия и устройстве вискозиметра с падающим шариком.
9. Объясните принцип действия и устройство ротационных вискозиметров.
10. Объясните принцип действия диэлькометрических анализаторов воды в нефти.
11. Объясните принцип действия и устройство спектральных анализаторов содержания воды в
нефти типа «Фотон».
12. Расскажите о принципе действия и устройстве анализатора содержания солей в нефти типа
«Ион».
Глава 10
КОНТРОЛЬ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
§ 1. ПАРАМЕТРЫ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Бурение скважин — процесс разрушения горных пород и выноса обломков их на дневную
поверхность. Породоразрушающим инструментом при этом является долото, закрепленное на конце
колонны бурильных труб. Осевая нагрузка на долото создается частью веса этой колонны.
Выбуренная, размельченная порода выносится из скважины промывочной жидкостью, закачиваемой
по бурильным трубам.
В процессе бурения необходимо поддерживать параметры режима на заданном уровне.
Основными параметрами, характеризующими режим бурения, являются: частота вращения долота
(при роторном бурении—частота вращения ротора), осевая нагрузка на буровой инструмент,
крутящий момент на вращателе, скорость подачи (средняя скорость проходки) бурового
инструмента.
Промывочная жидкость в процессе бурения выполняет весьма важные функции, поэтому
эффективность бурения в значительной мере зависит от поддержания заданного значения ее
параметров. Контроль за параметрами промывочной жидкости (расход, давление, вязкость,
плотность) необходимо осуществлять в процессе бурения. Качество промывочной жидкости
характеризуется также ее водоотдачей, статическим напряжением сдвига и др. Эти параметры
периодически определяют в лабораторных условиях.
Вес бурового инструмента, нагрузка на долото, расход и давление промывочной жидкости и
крутящий момент на роторе — параметры, отклонение которых от нормы может вызвать аварию в
процессе проходки скважин. Поэтому эти параметры должны контролироваться непрерывно.
Нагрузка на долото, частота его вращения и расход промывочной жидкости определяют режим
бурения, а проходка на долото и механическая скорость бурения являются результатами выбранного
режима, по которым находят его минимальное значение.
Номенклатура контролируемых параметров процесса бурения зависит от проектной глубины,
на которую ведется бурение, и от используемого оборудования. Чем больше глубина, тем сложнее
процесс бурения, мощнее оборудование, тем больше параметров приходится контролировать.
Системы наземного контроля основных параметров процесса бурения в зависимости от класса
буровой установки делятся на типы.
Тип I — для буровой установки грузоподъемностью 50 т. Контролируемые 'параметры:
нагрузка на крюк, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, механическая скорость
бурения, давление промывочной жидкости, нагрузка на долото.
Тип II—для буровых установок грузоподъемностью 80; 100; 125 т. Контролируемые параметры:
нагрузка на крюк, крутящий момент на роторе, подача инструмента, механическая скорость бурения,
расход промывочной жидкости, давление промывочной жидкости, нагрузка на долото.
Тип III—для буровых установок грузоподъемностью 160; 200; 250 т. Контролируемые
параметры: нагрузка на крюк, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, подача
инструмента, механическая скорость бурения, расход промывочной жидкости, давление
промывочной жидкости, нагрузка на долото.
Завершающим этапом проводки скважин является спуск обсадной колонны и разобщение
пластов. Разобщение пластов заключается в закачке цементного раствора в кольцевой зазор между
стенками скважины и обсадной колонной. Поскольку процесс цементирования скважин связан с
закачкой большого количества цементного раствора в весьма короткий промежуток времени,
ограниченный временем его схватывания, процесс этот должен выполняться при строгом
75
соблюдении заданного режима. Параметрами, характеризующими процесс цементирования скважин,
являются: расход и объем продавочной жидкости и цементного раствора, плотность его и давление,
при котором осуществляется закачка.
Для контроля процессов бурения применяют комплексные измерительные установки, которые
включают комплект датчиков и блока вторичных показывающих и самопишущих приборов. Однако
в зависимости от условий, способа бурения и типа буровой установки контроль тех или иных
параметров может иметь различное значение. Поэтому кроме комплексных' измерительных
установок есть необходимость применять отдельные системы измерения каждого параметра. Такое
конструктивное исполнение аппаратуры позволяет более экономично осуществлять контроль
процессов бурения.
В настоящем учебнике измерительные установки для измерения какого-либо параметра,
автономные, выпускаемые промышленностью, рассмотрены самостоятельно. К их числу относятся
установки для измерения осевой нагрузки, крутящего момента и расхода промывочной жидкости.
Измерительные системы для измерения отдельных параметров, входящие в комплексную
установку, рассмотрены совместно с этой измерительной установкой.
§ 2. АВТОНОМНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ.
ИЗМЕРЕНИЕ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ЗАБОЙ
Осевая нагрузка — это осевое усилие, воспринимаемое долотом при его внедрении в породу.
Колонна бурильных труб, на нижнем конце которой закреплено долото, подвешена на крюке, а
крюк—на талевом канате, проходящем через ролики талевого блока и кронблока. Один конец каната
закреплен неподвижно, а другой навивается на барабан буровой лебедки. В том случае, когда
колонна бурильных труб подвешена на крюке, осевая нагрузка на долото равна нулю и бурение не
проводится. Если полностью снять нагрузку с крюка, т. е. опустить колонну труб на забой, под
действием собственного веса они могут сломаться. В процессе бурения осевая нагрузка создается
частью веса колонны бурильных труб. Осевая нагрузка задается технологическим режимом в
зависимости от механической прочности пород и типа бурового инструмента. Уменьшение этой
нагрузки относительно заданного значения приведет к снижению скорости бурения. Превышение ее
может привести к искривлению скважины и поломке бурильных труб или долота.
Осевую нагрузку определяют как разницу между силой веса буровой колонны, передаваемой на
крюк, когда буровой инструмент приподнят над забоем, и силой веса, передаваемой на крюк во время бурения.
Вес колонны бурильных труб определяют с помощью индикатора веса—прибора для измерения
натяжения неподвижного конца талевого каната.
В зависимости от параметра, в который преобразовывается измеряемое усилие, различают
индикаторы гидравлические и электрические. В промышленности используют преимущественно
гидравлические индикаторы веса.
Вес колонны бурильных труб, висящей на крюке талевой системы, находят произведением
усилия в неподвижном конце талевого каната на число струн,
несущих талевый блок. При этом учитывается начальное натяжение
неподвижного конца от веса талевого блока, крюка и вертлюга.
Если умножить усилие в неподвижном конце талевого каната на
общее число несущих струн плюс две струны неподвижного и ходового (навиваемого на барабан лебедки) концов талевого каната,
получим статическую нагрузку на вышку.
Основные узлы гидравлического индикатора веса —
трансформатор давления (датчик), предназначенный для преобразования растягивающего усилия в неподвижном конце талевого
каната в пропорциональное давление жидкости, и вторичный прибор
(манометр).
Схема гидравлического Индикатора веса показана на рис. 10.1.
Трансформатор давления смонтирован на неподвижном конце
талевого каната 4, который изгибается между роликами 1, 2 и 3.
На
центральный
ролик
2
действует
горизонтальная
76
составляющая S силы R, растягивающей канат 4:
Сила R, через тарелку 5 и мембрану передающаяся жидкости, заполняющей внутреннюю
полость корпуса 6, уравновешивается силой
где р— давление жидкости, определяемое манометром; F—площадь мембраны.
Приравняв эти силы, получим
Поскольку угол преломления каната а мал, то без особой погрешности можно допустить, что sin
α=tg α.
Если обозначить расстояние между крайней и средней опорами через α, а прогиб каната —
через b, то tg α=b/a.
Тогда
По показаниям манометра, включенного в гидравлическую систему трансформатора давления,
можно судить о натяжении талевого каната, следовательно, и о весе подвешенной к нему буровой колонны.
Чтобы определить нагрузку на крюке Qкр, необходимо усилие, испытываемое при натяжении в
неподвижном конце талевого каната, умножить на число несущих струн, которое равно числу
роликов талевого блока т, умноженному на 2, т. е.
Подставив в (10.6) вместо S его выражение из (10.5), получим
В комплект гидравлического индикатора веса входят: трансформатор давления, показывающий
прибор основной, показывающий прибор верньерный и регистрирующий прибор.
Все перечисленные устройства соединены красномедной трубкой в единую герметичную
гидравлическую систему. Внутренняя полость всех приборов заполняется жидкостью с помощью
пресс-бачка.
В качестве основного показывающего прибора применяют манометр с трубчатой пружиной,
шкала которого разделена на 100 равных делений. Устройство верньерного указателя,
предназначенного для отсчета дольных значений осевой нагрузки на забой, аналогично устройству
основного показывающего прибора, но чувствительность его в 6 раз выше, поэтому шкала
верньерного прибора более растянута.
В качестве регистрирующего прибора в гидравлическом индикаторе
веса
применен
стандартный самопишущий манометр МСТМ-410, который дает запись изменения давления на
круговой диаграмме с нулем в центральной части. Чувствительным элементом прибора является
геликоидальная пружина. Диаграммный бланк, имеющий дисковую форму, вращается часовым
механизмом, выходная ось которого совершает один оборот в сутки. Бланк разделен
концентрическими окружностями на 100 делений и временными отметками—на 24 части, каждая из
которых соответствует 1 ч времени. Части, соответствующие этому времени, разделены дугами на
четыре деления, каждое из которых соответствует 15 мин.
На диаграммном бланке индикатора веса получается запись изменения веса бурильных труб,
подвешенных на крюке, во времени, По диаграмме можно прочитать, сколько раз поднимали и
спускали инструмент, какой вес был при каждом его подъеме и сколько времени продолжался
подъем и спуск инструмента, сколько времени бурили, какова была осевая нагрузка и сколько
времени проводили проработку ствола скважины и т. д. Таким образом, диаграмма индикатора веса
— объективный документ, отражающий работу буровой бригады.
Отечественная промышленность выпускает серийные гидравлические индикаторы веса ГИВ6,
предназначенные для измерения усиления натяжения талевых канатов диаметром от 15 до 38 мм. В
зависимости от диаметра каната и предела измерения выпускают три модификации: ГИВ6-1, ГИВ677
П, ГИВ6-1П. Соответственно пределу измерения гидравлические индикаторы веса комплектуются
различными трансформаторами давления.
ГИВ6-1 в комплекте с трансформатором давления ТД-2А предназначен для измерения
натяжения неподвижного конца талевого каната диаметром от 15 до 19 мм с пределами измерений:
100— 4000 и 2000— 80000 Н; ГИВ6-П в комплекте с трансформатором ТД-4—для канатов
диаметром от 19 до 28 мм с пределами измерения: 500—1200, 500—45000 и 500—18000 Н; ГИВбШ—в комплекте с трансформатором ТД-5—для канатов диаметром от 32 до 38 мм с пределами
измерений 800—20 000 и 800—25 000 Н.
Верхние пределы измерений устанавливают регулировкой угла преломления каната при
помощи прокладок под обоймами крайних и среднего роликов. Положение среднего ролика после
регулировки фиксируется пломбой. Нижние пределы измерения во всех случаях устанавливаются
при положении стрелки основного указывающего прибора на десятом делении. Натяжение каната
при этом соответствует усилию от суммарного веса талевого блока, крюка и вертлюга.
На заводе трансформаторы давления градуируют с канатом определенного диаметра, о чем
делается запись в паспорте с приложением так называемых нагрузочных кривых. Нагрузочная кривая
представляет собой графическое изображение изменения показаний прибора в функции изменения
натяжения каната. С изменением диаметра каната меняется и нагрузочная кривая, поэтому
применять трансформатор давления можно лишь с канатом того диаметра, с которым градуировали
трансформатор.
Давление в гидравлической системе индикатора при максимальных усилиях во всех случаях
равно 1,0 МПа. Угол поворота стрелок при максимальном давлении в трансформаторе для основного
указателя равен 270°, для верньерного— 1800°.
Основная приведенная погрешность составляет ±2,5% от пределов шкал. Порог
чувствительности—не более 0,3% от верхнего предела измерения.
Принимают, что вес вертлюга, крюка и талевого блока соответствует 10 делениям
показывающего прибора. Шкала индикатора веса неименованная. Значение делений показывающего
прибора определяется по таблице или по нагрузочной кривой, приведенной в паспорте прибора.
Шкала прибора неравномерна. Значения делений прибора, соответствующие усилию в ньютонах (Н)
в талевом канате, приводятся в таблице через каждые 10 делений. Значения промежуточных делений
определяют интерполяцией.
Измерение крутящего момента
Главная цель контроля крутящего момента—предупреждение больших его значений, которые
могут привести к скручиванию и обрыву колонны бурильных труб. Кроме того, измерение
крутящего момента в сочетании с измерением осевой нагрузки позволяет судить о состоянии
скважин, о характере разбуриваемых пород и о техническом состоянии породоразрушающего
инструмента. Исследования показывают, что 75—80% времени опоры шарошек долота работают в
условиях постепенного износа, после чего наступает резкое увеличение износа, разрушение и
заклинивание опоры. Возникающее при этом значительное увеличение крутящего момента указывает
на необходимость прекращения долбления и замены долота.
78
Измерение момента на валу привода позволяет избежать многих осложнений в процессе
бурения. Так, во время проводки глубоких, наклонных или искривленных скважин, когда инструмент
«зависает», а индикатор веса не «чувствует» нагрузку на забой, для косвенного контроля нагрузки на
долото применяют моментомер. Он позволяет своевременно обнаружить начало образования
сальника, значительно облегчает проведение ловильных работ, а при аварийном перебуривании
ствола избавляет от опасности зарезки в ствол, закрепленный обсадной колонной. Моментомер
незаменим для обнаруживания заклинивания опор долота. Во всех случаях этот прибор может
работать как индикатор, абсолютные показания которого не интересны.
На рис. 10.2 приведена схема датчика типа ДМ, принцип действия которого заключается в
использовании явления магнитоупругости вращающегося вала, передающего крутящий момент. Этот
датчик конструктивно состоит из рабочего вала / и неподвижно закрепленной в корпусе кольцевой
электромагнитной системы, через отверстие которой свободно проходит вращающийся вал. Под
действием приложенного крутящего момента в нем возникают механические напряжения, которые
приводят к изменению его магнитных характеристик. Кольцевая электромагнитная система
совместно с охваченным ею участком рабочего вала образует электромагнитный преобразователь.
Электромагнитная система состоит из двух цепей: возбуждения и измерительной. Цепь возбуждения
представляет собой кольцевой многополюсный статор 2 с катушками W1, которые включаются
последовательно, обеспечивая чередование полюсов. Ток в цепи возбуждения создает в материале
вала магнитные потоки, пути которых показаны на рис. 10.2. Измерительная цепь представляет собой
совокупность П-образных магнитопроводов 3, расположенных вдоль оси вала между полюсами
возбуждения с измерительными катушками W2, включенными последовательно.
При отсутствии крутящего момента и полной однородности вала чувствительного элемента
суммарный магнитный поток возбуждения Фв направлен под прямым углом к оси измерительной
катушки, и поэтому эдс в этих катушках не наводится.
Возникающие под действием крутящего момента механические напряжения приводят к такому
изменению магнитных характеристик материала вала (чувствительного элемента), при котором
магнитный поток направляется под некоторым (непрямым) углом к оси измерительной катушки. При
этом появляется составляющая магнитного потока Фц, наводящая в измерительной катушке W2 эдс.
Изменение направления скручивания приводит к изменению фазы выходного сигнала на 180°.
Индуцированная эдс в измерительной обмотке измеряется соотношением
где К.—коэффициент пропорциональности; В—индукция, создаваемая обмоткой возбуждения; Rм
— магнитное сопротивление вала на участке между полюсами одного П-образного магнитопровода;
С — коэффициент магнитоупругости; Rми. — магнитное сопротивление цепи измерительной
обмотки; σmax — максимальное значение напряжения во вращающемся вале (σmах не должно
превышать 0,3 МПа).
Магнитопроводы датчика выполнены из листовой трансформаторной стали. Магнитная система
датчика с обмотками после сборки и проверки заливается эпоксидной смолой, что обеспечивает защиту от механических повреждений и герметизирует от внешней среды.
Характеристика датчика E=f(M) достаточно линейна и при диаметре его вала, равном 90 мм и
изготовленном из стали марки 38ХМЮА, выражается зависимостью:
где Е— напряжение, В; М—момент силы, Н*м.
Длина участка вала, являющегося чувствительным элементом, изменяется в пределах 80—100
мм. На этой длине вал должен иметь один и тот же наружный и внутренний диаметры без каких-либо
кольцевых расточек и шлицевых пазов.
Биение кольцевой магнитной системы датчика относительно вала—чувствительного
элемента—не должно превышать 0,1 мм. Датчики ДМ обладают незначительной чувствительностью
к осевым усилиям, действующим на вал—чувствительный элемент. К их недостаткам следует
отнести зависимость коэффициента преобразования от частоты вращения вала.
Схема моментомера для определения измеряемого параметра по натяжению цепи привода
ротора показана на рис. 10.3. Изменение усилия цепи 1 привода ротора через ролик 3, закрепленный
на рычаге 2, и упругий элемент 4 передается трибосекторному механизму 5,
79
который поворачивает ось ротора малоинерционного сельсина 6 датчика типа БС-3 на угол,
пропорциональный измеряемому моменту. Сельсин 6 по трансформаторной схеме подключен к
приемному сельсину 7 указателя. Сигнал рассогласования сельсинов через фазосдвигающую R—C
цепочку подается на вход усилителя, выход которого подключен к управляющей обмотке
реверсивного двигателя РД-09. Двигатель на оси имеет стрелку 8 указателя. Сельсин 7 механически
связан с сельсином 9, который по индикаторной схеме подключен к сельсину 10. На оси ротора
сельсина 10 закреплен кулачок 11, который управляет пером 12, записывающим изменение момента
на диаграммном бланке.
Поскольку роторная цепь передает на датчик момента резкие динамические нагрузки с частотой
в несколько герц, что может вызвать размазывание записи, быстродействие прибора замедлено применением двигателя РД-09 с передаточным числом i=l/l37. Измеритель момента на роторе ИМР-2
имеет диапазоны измерения крутящего момента 0—30 кН*м, основная приведенная погрешность
усилия, действующего на датчик, составляет ±2,5%.
Датчик момента монтируется в специальном приспособлении, которое преобразует натяжение
движущейся цепи в усилие, действующее на неподвижный датчик.
§ 3. СИСТЕМЫ НАЗЕМНОГО КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ
Комплект преобразователей с вторичными приборами, конструктивно оформленных в виде
пульта, представляет собой систему наземного контроля процессов бурения (ПК.Б). Первичные
преобразователи (датчики) устанавливают в местах отбора измерительного импульса, блок
вторичных приборов — в месте, удобном бурильщику для наблюдения. В зависимости от проектной
глубины скважины и сложности бурения применяют одну из существующих трех модификаций ПКБ.
ПК.Б-1 входит в состав комплекта буровой установки БУ-50 и обеспечивает контроль нагрузки
на крюке, крутящего момента на роторе, давления бурового раствора, частоты вращения ротора и
механической скорости бурения.
В комплект ПКБ-2 входят электрические системы на сельсинах, предназначенные для
измерения веса на крюке, подачи инструмента, расхода и давления промывочной жидкости.
Самопишущий прибор обеспечивает одновременную независимую регистрацию всех четырех
контролируемых параметров на диаграммной ленте. Пультами ПКБ-2 комплектуют буровые
установки БУ-80, БУ-100 и БУ-125.
Пульт контроля ПКБ-3 аналогичен пульту ПКБ-2 и предназначен для комплектации буровых
установок БУ-160 и БУ-200. В отличие от ПКБ-2 пульт ПКБ-3 имеет дополнительную
измерительную систему для контроля нагрузки на долото, крутящего момента и частоты вращения
ротора. Все семь контролируемых параметров одновременно и независимо регистрируются на
диаграммных лентах двумя самопишущими приборами.
80
Рассмотрим устройство пульта ПКБ-2, обеспечивающего контроль режима бурения,
выполняемого с помощью буровых установок грузоподъемностью широкого диапазона. В состав
пульта входят (рис. 10.4) блок указателей 1, блок регистраторов 2, датчик веса на крюке 9, датчик
давления буровой жидкости 8, датчик расхода промывочной жидкости 4 и преобразовательный блок
расходомера 5, датчик подачи инструмента 7, измеритель частоты вращения ротора 6 и
распределительный блок 3.
Измеряемые параметры преобразуются датчиками в пропорциональное угловое перемещение
ротора сельсина-датчика и по кабелю передаются сельсину-приемнику (см. гл. 4), установленному в
блоке регистраторов.
Вес на крюке определяют по натяжению неподвижного конца талевого каната, который
крепится к специальному приспособлению, представляющему собой смонтированный на
установленный в опорах ролик с рычагом. Усилие от натяжения неподвижного конца талевого
каната рычагом приспособления передается упругому элементу, который представляет собой балку
равного сопротивления изгибу. Прогиб балки при помощи трибосекторного механизма приводит к
соответствующему угловому перемещению ротора бесконтактного сельсина-датчика. Угол поворота
сельсина-датчика измеряется дистанционно при помощи приемного бесконтактного сельсина-приемника, включенного по трансформаторной схеме.
Давление промывочной жидкости измеряется датчиком, смонтированным на трубопроводе
между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов. В качестве
чувствительного элемента используют геликсную пружину (подобную используемой в скважинном
манометре), которая, раскручиваясь под действием измеряемого давления, поворачивает ротор
81
сельсина-датчика. Сельсин-датчик соединен по индикаторной схеме с сельсинами-приемниками,
установленными в блоках показывающих и регистрирующих приборов.
Подача бурового инструмента осуществляется свиванием талевого каната с барабана буровой
лебедки. При этом канат проходит через ролики талевой системы, вследствие чего вертикальные
перемещения крюка с буровым инструментом пропорциональны угловым перемещениям роликов.
Датчик подачи установлен на кронблоке буровой установки и с помощью сельсинной передачи
передает угловые перемещения ролика кронблока. установленному в блоке регистраторов
устройству, которое записывает на перемещающейся с постоянной скоростью диаграммной ленте
подачу бурового инструмента.
Среднюю скорость бурения определяют прибором скорости подачи посредством измерения
угла поворота ролика кронблока за определенный промежуток времени. Ротор сельсина-приемника
прибора скорости подачи с помощью реле времени периодически на 26 с подключается к датчику
подачи. При этом стрелка прибора показывает среднюю скорость подачи за каждые 28 с.
Частоту вращения ротора определяют стандартным тахометром ТЭ-204, который снабжен
дополнительным редуктором. Измерение расхода промывочной жидкости осуществляется
расходомером РГР-7, устройство которого описано в гл. 7.
Основная приведенная погрешность измерения всех параметров не превышает ±2,5%.
На рис. 10.5 показана блок-схема комплекса приборов наземного контроля параметров бурения
Б-7.
Комплекс, состоящий из комплекта первичных преобразователей (датчиков) изменяемых
величин, пульта показывающих приборов и блока регистраторов, обеспечивает контроль и
регистрацию следующих параметров процесса бурения: 1) нагрузку на крюк (долото);
2) частоту вращения ротора; 3) крутящий момент на роторе; 4) давление на выкиде буровых
насосов; 5) число ходов буровых насосов в минуту; 6) крутящий момент на механическом ключе при
свинчивании и развинчивании труб над устьем; 7) подачу бурового инструмента.
Ниже даны краткое описание и характеристика измерительных устройств, входящих в
комплекс.
Измеритель нагрузки на крюк типа ГИ В-М состоит из гидравлического преобразователя
давления, монтируемого на рычаге устройства для крепления неподвижного конца талевого каната,
соединительного шланга и показывающего прибора, представляющего собой двухстрелочный
манометр. Измерительная система заполнена маловязким маслом (ПМС-30). Маленькая стрелка
показывающего прибора и две внутренние шкалы предназначены для отсчета полной нагрузки на
крюк, большая стрелка и две внешние шкалы — для отсчета нагрузки бурильной колонны на забой,
следовательно, для определения нагрузки на долото. Внешние шкалы выполнены вращающимися,
для чего предусмотрены ручки установки «нуля» нагрузки на долото, когда последнее находится над
забоем (вес всего бурового инструмента воспринимается крюком).
82
При разгрузке инструмента на забой по внешним шкалам можно определять нагрузку на
долото. Каждая стрелка через трибосекторный механизм приводи гея во вращение от специальной
пружины <трубка Бурдона). Упругость пружины, приводящей большую стрелку, в 6 раз меньше
упругости пружины, соединенной с малой. Парные шкалы, выполненные разным цветом,
предназначены для разных оснасток талевых систем.
Измеритель давления на выкиде буровых насосов типа ГИД-1—гидравлическое устройство,
состоящее из датчика, показывающего прибора, соединительного шланга и запорного вентиля.
Датчик, представляющий собой мембранный разделитель, установлен на напорной линии буровых
насосов. Для сглаживания пульсаций давления в нем предусмотрен дроссель. В качестве показывающего прибора использован стандартный манометр. Конструкцией ГИД-1 предусмотрено
подключение регистратора и гидроэлектрического преобразователя, предназначенного
для
формирования электрического сигнала в систему передачи данных. Диапазон измерения: 0—25 и 0—
40 МПа.
Измеритель частоты вращения ротора типа ИСР-1 представляет собой электротахометр,
состоящий из стандартного тахогенератора и показывающего прибора, в качестве которого используется вольтметр, отградуированный в единицах частоты вращения ротора. Предел измерения
0—300 об/мин.
Индикатор крутящего момента на роторе типа ГИМ-1 представляет собой гидравлическую
систему, состоящую из датчика, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера.
Датчик индикатора — гидравлический преобразователь плунжерного типа — воспринимает
нагрузку от натяжения цепного привода ротора буровой установки. Давление на плунжер создается
рычагом, на котором закреплена ось ролика, прижатого к ведущей (нижней) ветви цепи привода
ротора. В качестве показывающего прибора использован манометр, шкала которого отградуирована
в условных единицах. Шкала может поворачиваться для установки ее. на «нуль» при вращении
бурильной колонны вхолостую, т. е. когда долото находится над забоем. Таким образом, условно
компенсируется крутящий момент, вызванный трением колонны о стенки скважины. Когда долото
нагружается, индикатор отражает изменения крутящего момента на долоте.
В конструкции ГИМ-1 предусмотрено устройство, обеспечивающее подключение регистратора
и гидроэлектрического преобразователя для передачи сигналов в систему телеизмерения. Диапазон
измерения 0—300 кН*м.
Измеритель числа ходов поршня бурового насоса в единицу времени типа ИХН-1 предназначен
для определения расхода бурового раствора, закачиваемого в скважину. Расход определяют по числу
ходов поршня бурового насоса в единицу времени. При этом принимают, что геометрические
размеры цилиндров бурового насоса и длина хода поршня известны, а коэффициент наполнения
стабилен. Принцип действия и комплектность ИХН-1 аналогичны рассмотренному измерителю
частоты вращения ротора ИСР-1. Шкив тахогенератора ИХН-1 соединен ременной передачей со
шкивом, устанавливаемым на редукторном валу бурового насоса. Предел измерения 0—150 ход/мин.
Измеритель крутящего момента (силы) на механическом ключе ГМК-1 необходим для
предотвращения срыва резьбы и обеспечения необходимой герметичности соединений при
свинчивании бурильных труб во время спуско-подъемных операций. Состоит он из гидравлического
преобразователя, показывающего прибора и соединительного шланга.
Гидравлический преобразователь имеет две серьги для присоединения к удерживающему
канату механического ключа. Одну серьгу крепят к удерживающему канату, соединенному с
рукояткой ключа, вторую — к арматуре фонаря буровой вышки в том месте, где обычно крепят
второй конец удерживающего каната.
При свинчивании и развинчивании труб сила, возникающая в удерживающем канате,
передается на датчик плунжерного типа. В измерительной камере создается давление,
пропорциональное действующей силе, которое жидкостью, заполняющей соединительный шланг,
передается чувствительному элементу показывающего прибора—трубе Бурдона. Предел измерения
0—70 кН.
Все приборы, входящие в комплект, имеют основную приведенную погрешность измерения
±2,5%. Комплекс Б-7 состоит измногоканальногорегистратора
Р-7 и измерителя проходки ИП-1. Многоканальный регистратор предназначен для
одновременной синхронной записи всех указанных технологических параметров на одной ленточной
диаграмме.
83
Гидравлические сигналы от датчиков нагрузки на крюк, давления на выкиде насосов, крутящего
момента на роторе и на механическом ключе по шлангам высокого давления поступают на чувствительные элементы регистратора—трубки Бурдона, плоскости которых расположены горизонтально.
Свободные концы трубки Бурдона через рычажные механизмы соединены с пишущими
устройствами.
Электрические сигналы от датчиков частоты вращения ротора и числа ходов поршня бурового
насоса поступают на малогабаритные электронные потенциометры с бесконтактным реохордом. В
схеме потенциометра предусмотрен электродвигатель, обеспечивающий компенсацию измеряемого и
эталонного напряжений. Вал электродвигателя с помощью рычажного механизма управляет
пишущим устройством.
Запись параметров выполняется латунными штифтами на диаграммной ленте, покрытой
специальным веществом.
Совмещенный с регистратором измеритель проходки делает на диаграммном бланке короткие
штрихи через каждые 10 см и длинные — через каждый 1 м перемещения бурового инструмента. Импульсы измеритель проходки получает от тросика, соединенного с вертлюгом буровой установки.
Для создания автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) бурения нефтяных и газовых скважин Грозненским научно-производственным объединением
«Промавтоматика» создан микропроцессорный комплекс БУРУН. Комплект включает четыре
макромодуля: 1) контроля и отображения технологических параметров — информационноизмерительная подсистема; 2) управления технологическим режимом; 3) анализа и отображения
организационно-технологической информации; 4) передачи—приема данных.
Информационно-измерительная подсистема комплекса БУРУН, предназначенная для контроля
и отображения технологических параметров процесса бурения, включает в себя (рис. 10.6):
а) первичные преобразователи—датчики, устанавливаемые на технологическом оборудовании
буровой установки;
б) линейный блок с промежуточными преобразователями и модулями ввода-вывода дискретной
и аналоговой информации, блок устанавливается в шкафу управления или в стойке индикационного
табло бурильщика;
в) индикационное табло бурильщика, размещенное на стойке и оснащенное индикаторами
основных технологических параметров бурения (вес инструмента, осевая нагрузка на долото, подача
инструмента и проходка, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, давление и расход
промывочной жидкости). Стойка с табло устанавливается на рабочем месте бурильщика;
84
г) шкаф управления с панелью контроля и управления, в который встраиваются блок-каркасы
макромодулей.
На панели контроля и управления шкафа размещены: цифровые индикаторы контроля
технологических параметров; световые индикаторы сигнализации об отклонениях технологических
параметров от предельного значения и о виде работы (бурение, спуск, подъем);
устройство ручного кодирования, ввода статистической информации и констант.
Преобразователи
Преобразователь веса инструмента ППВИ-3 предназначен для измерения веса инструмента и
нагрузки на долото. В состав его входят: первичный преобразователь, устанавливаемый стационарно
в механизме для крепления неподвижного конца талевого каната между подвижным рычагом и
основанием механизма; промежуточный преобразователь и усилитель, размещаемые в шкафу
управления комплексом или в стойке индикаторного табло.
Чувствительный элемент датчика — чашечная мембрана — имеет две параллельные стойки, на
каждой из которых с двух сторон укреплены ферритовые чашки с катушками индуктивности. Против
каждой катушки расположена ферритовая чашка—якорь. Ферритовые якори укреплены с внутренней
стороны П-образной скобы, установленной на второй стойке. Под действием усилия в неподвижном
конце талевого каната мембрана прогибается, вследствие чего нарушается параллельность стоек и
изменяются воздушные зазоры между катушками и якорями. При этом изменяются реактивные
сопротивления катушек, являющихся плечами измерительного моста.
Измерительный мост размещен на плате промежуточного преобразователя. Напряжение
разбаланса моста поступает в операционный усилитель, формирующий унифицированный
аналоговый сигнал. Для питания измерительного моста предназначен генератор прямоугольных
импульсов.
Для установления соответствия выходного аналогового сигнала типу оснастки сигнал
масштабируется при помощи специального операционного усилителя и трехпозиционного делителя
напряжения, управляемого переключателем.
Линейная зависимость выходного напряжения от нагрузки (входного параметра)
обеспечивается дифференциальным включением катушек индуктивности датчика и регулировкой
начальных величин воздушных зазоров катушек. Диапазон измерения 0—6 и 0—8 МН, основная
приведенная погрешность 1,5%.
Преобразователь подачи инструмента ППП предназначен для определения проходки на долото
за один рейс. В состав преобразователя входят: первичный преобразователь, собранный в
пылеводозащищенном корпусе, который крепится на станине буровой лебедки; логический блок на
печатной плате, расположенный в шкафу управления комплексом или в стойке индикационного
табло.
Входной вал первичного преобразователя соединен с валом барабана лебедки. При повороте
вала барабана лебедки, пропорциональном вертикальному перемещению бурильной колонны, через
редуктор и вариатор преобразователя приводится в движение флажок. Вращающийся флажок
прерывает генерацию высокочастотного генератора, преобразуя частоту вращения вала в пачки
импульсов высокой частоты. Далее высокочастотные импульсы детектируются, усиливаются и на
выход первичного преобразователя поступают прямоугольные импульсы, интервалы между
которыми соответствуют перемещению бурового инструмента на 0,1 м.
С планетарным редуктором механически связан магнитоуправляемый контакт, выходной
сигнал которого фиксирует направление перемещения бурильной колонны. Специальные кулачки
планетарного редуктора фиксируют положение фрикционного диска на валу вариатора. При этом
устанавливается соответствие передаточного числа вариатора с положением слоя навивки каната на
барабане лебедки. Выходные сигналы первичного преобразователя, соответствующие расстоянию, на
которое перемещается колонна, и ее направлению, поступают в логический блок. Логический блок
выполняет следующие операции: фиксирует число поступивших импульсов и определяет расстояние,
на которое перемещается бурильная колонна; выполняет алгебраическое суммирование этого
расстояния со значением проходки на долото, находящимся в памяти логического блока, формирует
выходной сигнал о приращении проходки на долото; накапливает в памяти значения проходки.
85
Преобразователь давления ППДР-4, предназначенный для измерения давления бурового
раствора, состоит из первичного преобразователя, который устанавливают на горизонтальном участке нагнетательной линии бурового насоса, и промежуточного преобразователя на печатной плате,
который монтируют в шкафу управления комплексом или в стойке индикационного табло.
Чувствительный элемент представляет собой чашечную мембрану, непосредственно
воспринимающую давление контролируемой жидкости. Преобразование перемещения мембраны под
действием давления в унифицированный аналоговый сигнал аналогично описанному выше в
преобразователе веса инструмента ППВИ-3.
Диапазон измерения 0—25 и 0—40 МПа, основная приведенная погрешность 1,5%.
Преобразователь частоты вращения ПП 4-2, предназначенный для преобразования частоты
вращения ведущего вала ротора в электрический сигнал, состоит из первичного преобразователя,
представляющего собой формирователь импульсов и диск с зубцами, и промежуточного
преобразователя на печатной плате.
Формирователь импульсов размещен в пылеводозащищенном корпусе, который крепится к
крышке ведущего вала ротора. Диск с зубцами установлен на ведущем валу ротора. Промежуточный
преобразователь размещен в шкафу управления комплексом или в стойке индикационного табло.
При вращении диска зубцы прерывают генерацию высокочастотного генератора формирователя
импульсов, преобразуя частоту вращения ротора в пачки импульсов высокой частоты. Высокочастотные импульсы детектируются, усиливаются и на выход первичного преобразователя поступают
прямоугольные импульсы.
Промежуточный преобразователь при помощи частотного детектора преобразует частоту
импульсов в унифицированный аналоговый сигнал. Зависимость выходного аналогового сигнала от
частоты вращения ротора линейна. Диапазон измерения 0—300 об/мин. Основная приведенная
погрешность 1,5%.
Преобразователь крутящего момента на машинном ключе ПКМК-2, предназначенный для
контроля крутящего момента на машинном ключе буровых установок глубокого бурения, состоит из
датчика, устанавливаемого стационарно на хвостовике машинного ключа между шарнирным
рычагом и кронштейном, и промежуточного преобразователя, который монтируют в .шкафу
управления комплексом или в стойке индикационного табло.
Усилие натяжения каната, удерживающего ключ, действует на чувствительный элемент
датчика—чашечную мембрану, имеющую две параллельные стойки. На одной из стоек с двух сторон
укреплены ферритовые чашки с катушками индуктивности. Против каждой катушки расположена с
воздушным зазором ферритовая чашка-якорь, укрепленная с внутренней стороны П-образной скобы,
установленной на второй стойке. Когда под действием усилия на ключ мембрана изгибается,
параллельность стоек нарушается и изменяются реактивные сопротивления катушек, являющихся
плечами измерительного моста.
Измерительный мост размещен на плате промежуточного преобразователя. Напряжение
разбаланса моста поступает на операционный усилитель, формирующий на выходе
унифицированный аналоговый сигнал. Для питания измерительного моста промежуточный
преобразователь имеет генератор прямоугольных импульсов.
Линейная зависимость выходного напряжения от входного параметра обеспечивается
дифференциальным включением катушек индуктивности датчика и регулировкой начальных
величин воздушных зазоров катушек. Диапазон измерения составляет 0—60 и О—120 кН*м,
основная приведенная погрешность 1,5%.
Информационно-измерительная подсистема БУРУН комплектуется устройствами для
измерения расхода и плотности бурового раствора. Для измерения расхода применяют
индукционный расходомер РГР-7. Для измерения плотности Грозненским НПО «Пром-автоматика»
разработан автоматический весовой плотномер АВП-1М, принцип действия которого аналогичен
ДУВ-ТК-101(см. гл. 9).
Диапазон измерения АВП-1М 800—2600 кг/м3, основная погрешность не более 15 кг/м3.
86
§ 4. КАНАЛЫ СВЯЗИ ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ
ГЛУБИННЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ
Измерение осевой нагрузки на долото по натяжению талевого каната, на котором подвешен
буровой инструмент; измерение подачи долота (интервал внедрения его в породу) по перемещению
верхнего конца бурильных труб; измерение крутящего момента на долото по моменту на приводном
валу ротора; определение всех глубинных параметров процесса бурения на основании измерения
косвенных физических величин на поверхности приводят к весьма большим погрешностям. Эти
погрешности возрастают с увеличением глубин. Точность контроля параметров повышается при
дистанционном измерении глубинных параметров в процессе бурения.
Разработка систем автоконтроля глубинных параметров связана с разработкой датчиков,
которые во время процесса бурения находились бы на забое скважины, и канала связи между забоем
и устьем скважины. Наиболее сложной проблемой является создание канала связи. Условия работы
канала связи между забоем и устьем скважины отличаются от условий работы и эксплуатации
каналов связи tfa поверхности. При выборе канала связи следует учитывать высокое давление и
температуру в скважине, циркуляцию в скважине абразивных веществ (промывочной жидкости,
несущей выбуренную породу), ограниченные габариты скважины, электропроводность породы и т. д.
Исследования показали, что наиболее удобными каналами связи являются: проводные линии
связи, встроенные в буровой инструмент, в том числе токопроводы погружных электроустановок;
электрический беспроводный и гидравлический.
Схема телеизмерения глубинных параметров во всех случаях состоит из глубинного
измерительного устройства (ГИУ), канала связи и наземного измерительного устройства (НИУ).
Проводные каналы связи с использованием токоподвода погружного электродвигателя
Проводные каналы при существующих способах бурения встраивают в бурильные трубы.
Однако необходимость свинчивания и развинчивания труб при спускоподъемных операциях и при
наращивании колонны в процессе бурения требует создания сложных устройств для контакта между
отдельными секциями проводного канала.
При использовании токоподвода погружной электроустановки применяют высокочастотный
метод разделения канала питания этой установки и измерительного канала. Гидравлический канал
связи.
Сущность передачи информации с забоя к устью скважины по такому каналу заключается в
посылке импульсов давлений по промывочной жидкости, циркулирующей в скважине, с частотой,
пропорциональной измеряемому параметру. Для этого в нижней части бурильных труб
устанавливают излучатель, который создает импульсы давления. В результате в гидравлическом
канале связи образуется акустическая волна, в которой чередуются участки повышенного и
пониженного давлений относительно среднего внешнего давления среды.
На поверхности акустические колебания принимаются соответствующим пьезоэлектрическим
приемником давления. Звуковое давление
где с—скорость распространения акустических колебаний (с = R / , где ρ—плотность среды;
К—модуль объемной упругости жидкости); J—сила звука.
При количественной оценке энергии акустической волны пользуются коэффициентом
поглощения β, который показывает степень поглощения начальной амплитуды волны Ао по мере ее
распространения вдоль линии связи. В результате исследований установлено, что амплитуда убывает
по экспоненциальному закону
где Ао и Al—амплитуда волны соответственно в точке излучения и на расстоянии L.
Гидравлический канал связи в трубках для передачи информации акустическими колебаниями с
больших глубин (5 км и более) использовать практически нельзя, так как для этой цели необходимы
излучатели большой мощности, создать которые трудно. В случае импульсной передачи их средняя
мощность излучения может быть небольшой при значительной мощности сигнала.
Электрический беспроводный канал. Передача сигналов осуществляется следующим образом.
Между электродами (рис. 10.7) и расположенным в скважине генератором 1 создается
87
электрическое поле Е, часть которого может достигать поверхности земли. В качестве одного из
электродов используют бурильные трубы 3, а в качестве второго—нижнюю часть колонны,
изолированной от труб втулкой 2. Если на поверхности земли на определенном расстоянии от
бурильных труб воткнуть в землю электрод, то между ними будет получена разность потенциалов
ΔU, значение которой будет зависеть: от силы и частоты электрического тока, расходуемого в цепи
между электродами; от расстояния между электродами (от величины изолированного участка 2); от
сопротивления горных пород; от глубины погружения заземляющего электрода и от других
факторов.
Надежный прием сигналов от ГИУ с больших глубин
возможен при большой мощности генератора. Импульсный метод
передачи сигнала позволяет применять генераторы меньшей
мощности. Увеличения дальности приема можно добиться
повышением чувствительности приемной аппаратуры с
соответствующими фильтрами, снижением уровня помех, а также
снижением частоты сигналов до десятых долей герца. Затухание
сигналов в канале можно резко снизить при использовании
покрытия бурильных колонн изоляционной пленкой.
§ 5. УСТРОЙСТВА ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ
ГЛУБИННЫХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ С
ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ КАНАЛОМ СВЯЗИ
Датчик осевой нагрузки на долото представляет собой
упругий элемент, изготовленный в виде трубы небольшой длины, монтируемой в колонне бурильных
труб непосредственно над электробуром. При этом датчик будет воспринимать нагрузку на долото,
за исключением веса электробура.
Устройство двух вариантов датчика показано на рис. 10.8. Отличие между ними заключается в
том, что у одного измеритель перемещения установлен снаружи упругого элемента (рис. 10.8,а), а у
другого—внутри него по оси (рис. 10.8,6).
Датчик осевой нагрузки первого типа имеет чувствительный элемент 2 с присоединительными
резьбами на концах и с утонченной средней частью (выточкой), к торцевым поверхностям которой
кренятся кронштейны 5 со смонтированными индуктивными преобразователями перемещений 4 и /
на концах. Для компенсации погрешности от температурных деформаций кронштейны изготовляют
из того же материала, что и упругий элемент. Упругая деформация чувствительного элемента
приводит к изменению зазора магнитной цепи преобразователя. Для исключения влияния
изгибающих усилий на измерение осевой нагрузки устанавливают три пары индукционных катушек,
отстоящих друг от друга на 120°. В этом случае при деформации изгиба суммарный зазор между
тремя парами катушек не изменяется. Стакан 6, уплотненный резиновыми кольцами 3, предусмотрен
для предохранения преобразователя от повреждения. Внутренняя полость между стаканом и упругим
элементом заполнена трансформаторным маслом. Компенсация внешнего давления осуществляется с
помощью лубрикатора 8. Соединительные провода от преобразователей выведены через каналы 7 и
через уплотняющие вводы подключены к контейнеру с телеметрической аппаратурой Кабель 9
электробура проходит в центральном канале упругого элемента. Наружный диаметр корпуса датчика
равен 185 мм, длина 900 мм, максимальная допустимая нагрузка 150 кН.
88
У датчика осевой нагрузки второго типа (рис. 10.8,б) чувствительный элемент 4 длиной около 1
м имеет внутренние присоединительные резьбы на концах. Измеритель деформации представляет
собой индуктивный преобразователь, у которого магнитопровод 3 с обмотками жестко закреплен на
кронштейне 2, а сердечник—на штоке 5 Кронштейн 2 неподвижно закреплен на опорном кольце 1, а
положение штока 5 может регулироваться при настройке датчика, после чего он закрепляется жестко
на кольце 6.
Кронштейн, шток и детали крепления преобразователя изготовлены из того же материала, что и
чувствительный элемент. Этим достигается компенсация температурной деформации Кабель
располагается в трубе эксцентрично, а лубрикатор 7—по центру. Наружный диаметр датчика равен
185 мм, длина—около 1 м.
Турботахометр. Схема дистанционного турботахометра, предназначенного для измерения
частоты вращения выходного вала турбобура с электрическим каналом связи, состоящим из колонны
труб и окружающей породы, приведена на рис. 10.9.
В качестве глубинного измерительного устройства 1 применен тахогенератор
магнитоэлектрической системы, приводимый во вращение от вала турбобура. При вращении ротора
тахогенератора в обмотках его статора возбуждается переменная эдс, частота которой
пропорциональна частоте вращения вала в единицу времени. Зажимы обмотки статора соединены с
электрически изолированными частями колонны бурильных труб L и I специальным изолятором —
разделителем 2. Это дает возможность использовать в качестве активной части устройства ввода
89
сигнала нижнюю часть бурового инструмента длиной l, практически равной длине турбобура.
Разность потенциалов между колонной труб 3 на устье скважины и заземлителем 9 подается на
приемную аппаратуру, содержащую фильтр низких частот 4, усилитель 5, частотомер 6,
регистрирующий 7 и показывающий 5 приборы, Частота тока, измеряемая частотомером, пропорциональна частоте вращения турбобура.
Шкала вторичного показывающего прибора градуируется в единицах частоты вращения.
Инклинометр типа ИИ-3 (рис. 10.10). Предназначен для измерения кривизны скважин. Прибор
состоит из глубинного измерительного устройства и наземной аппаратуры. Измерительные импульсы с забоя скважины передаются по силовому кабелю электробура. В инклинометре применены
времяимпульсные системы телеизмерения и частотное разделение измерительного и силового
каналов.
Глубинный прибор встраивают в отрезок бурильной трубы длиной 3,5 м, изготовленный из
немагнитной стали. На оба ее конца навинчивают трубы-удлинители из немагнитного материала.
Трубу с инклинометром устанавливают между электробуром и колонной бурильных труб. Три
датчика выдают во вторичный прибор сигналы,. соответствующие значениям кривизны скважины
(датчик угла кривизны ДК), азимута скважины (датчик азимута ДА) и угла направления отклонителя
(датчик отклонителя ДО).
Все датчики выполнены контактными. Каждый из них имеет нулевой контакт К.Н,
измерительный контакт КИ, укрепленный на стрелке чувствительного элемента, и вращающийся —
опрашивающий контакт КВ. Контакты KB приводятся во вращение одним синхронным двигателем
СД, частота вращения вала которого 2 об/мин. Кривизну скважины определяют по углу между
касательной к траектории скважины и вертикалью, азимут—по углу между горизонтальной
проекцией касательной к траектории и направлением земного магнитного меридиана, угол
направления отклонителя — по углу между плоскостью, в которой расположен отклонитель, и
вертикальной плоскостью, проходящей через ось скважины.
В качестве чувствительных элементов датчиков применены: в ДА — магнитная стрелка, в ДК
— маятник-отвес, в ДО—ось с эксцентричным грузом.
Вращаясь, контакты KB поочередно замыкают контакты К.Н и КИ. При замыкании первого
контакта начинается измерение, при замыкании второго — измерение прекращается.
Продолжительность импульса пропорциональна углу поворота КИ относительно контакта КН, а
следовательно, и значению измеряемых параметров.
Переключателем П датчики поочередно подключаются к цепи реле Р и управляют его
включением и отключением. При замыкании контактов КН и KB любого из подключенных датчиков
реле включается и самоблокируется до момента замыкания контактов КИ и KB того же датчика. При
включении реле Р его нормально открытый контакт включает высокочастотный генератор Г,
измерительный сигнал посылается на поверхность. Соответственно трем измеряемым параметрам
генератор выдает три фиксированных частоты (в кГц):
f1=45, f2=35, f3=25. Переключение частот осуществляется переключателем П синхронно с
переключением датчиков. Продолжительность всего цикла составляет 7,5 мин, а измерения каждого
параметра — 2,5 мин.
С учетом, что механическая скорость бурения сравнительно низка, такая периодичность
измерения вполне достаточна для того, чтобы получить необходимое число точек вдоль траектории
скважины. Цепи сигнала ГИУ и НИУ подключены к токйподводу присоединительными филырами
Ф1 и Ф2. Питание устройства инклинометра осуществляется от токового насыщающего
трансформатора. Измерительные сигналы, поступающие в наземные измерительные устройства,
усиливаются в трехканальном усилителе У и вызывают срабатывание реле PI, P2 и РЗ в
соответствии с частотой сигнала. Приемное реле управляет включением электромагнитных муфт
сцепления ЭМ1, ЭМ2 и ЭМЗ указывающих приборов. При включении муфты стрелка прибора
отклоняется на угол, соответствующий продолжительности измерительного импульса, а
следовательно, и значению измеряемого параметра.
В инклинометре ИИ-За (рис. 10.11) электромагнитное реле формирования измерительных
импульсов в глубинном снаряде заменено гиратронным реле, а измерительные датчики включаются с
поверхности по «вызову».
90
В глубинном снаряде применены те же датчики, высокочастотный генератор (на лампе Л1),
присоединительный фильтр и токовый трансформатор, что и в инклинометре ИИ-3. Переключение
датчиков я фиксированных частот генератора путем изменения емкости в контуре задающего каскада
осуществляется реле-искателем И, включенным в анодную цепь тиратрона Л3. Это реле реагирует на
сигналы вызова частоты 10 кГц, посылаемые с поверхности от генератора вызова ГВ. Пройдя
присоединительные фильтры Ф2 и Ф1, первичную обмотку трансформатора Т и полосовой фильтр
ФЗ, вызывной сигнал поступает на сетку тиратрона Л3, вследствие чего зажигается и срабатывается
реле-искателя. При отсутствии сигнала вызова тиратрон гаснет. Анодная цепь его питается
переменным напряжением.
Чтобы переключить контакты реле с одного положения на другое посылается сигнал вызова в
течение некоторого промежутка времени формирование измерительных сигналов осуществляется
воздействием датчика на режим генерации высокочастотного тока. При замыкании контактов КН и
KB одного из подключенных датчиков ДК. ДО или ДА на сетку тиратрона Л2 подается
положительное напряжение, тиратрон зажигается и включает цепь анодного напряжения генератора.
При замыкании контактов KB и КИ он шунтируется—выключается анодное питание генератора.
Применение тиратрона для управления работой генератора позволяет значительно уменьшить токи
через контакты датчика, вследствие чего на работе схемы практически не сказывается переходное
сопротивление контактов.
Для питания анодных цепей генератора применен однополупериодный выпрямитель В. В
датчике азимута предусмотрено арретирование магнитной стрелки в момент измерения при помощи
механизма с кулачком, вращаемым двигателем СД. Переданный на поверхность измерительный
сигнал поступает на вход трехканального усилителя У, каждый канал которого является
двухкаскадным резонансным усилителем с электронным реле на выходе.
В соответствии с частотой сигнала срабатывает одно из трех реле (РА, РО или РК), которое
включает электромагнитные муфты ЭМ указывающих приборов (приборы те же, что и в
инклинометре ИИ-3).
Генератор вызывного сигнала состоит из задающего генератора Г и двухтактного каскада
мощности. Инклинометр управляется кнопками А, О и К, которые включают реле РА1, РК1 и РВ1.
Конструктивное оформление глубинного снаряда и наземной аппаратуры инклинометров ИИ-3 и
ИИ-За аналогично.
91
§ 6. УСТРОЙСТВА ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ГЛУБИННЫХ ПАРАМЕТРОВ
БУРЕНИЯ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ КАНАЛОМ СВЯЗИ. ИНДИКАТОР ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ
Забойный индикатор осевой нагрузки (ЗИН) предназначен для преобразования осевой нагрузки
на долото в импульсы давления, частота которых пропорциональна измеряемому параметру. Эти импульсы передаются на поверхность по столбу жидкости в скважине и воспринимаются на
поверхности преобразователем давления в электрические сигналы.
Схема датчика осевой нагрузки на долото приведена на рис. 10.12. Система двух поршней 1 и 2
образует гидротрансформатор. Осевая нагрузка воспринимается поршнем 1 и через жидкость
передается поршню 2. При этом перемещение поршня 2 больше перемещения поршня 1 на величину,
пропорциональную отношению площадей этих поршней. Это перемещение передается к
сильфонному измерителю 14, и жидкость из камеры 3 через калиброванный дроссель 4 перетекает в
верхнюю камеру сильфона 5. Скорость сжатия сильфона пропорциональна величине осевой нагрузки
на долото.
Над измерительным узлом датчика расположен исполнительный клапанный узел. Клапан 6,
находящийся на пути движения промывочной жидкости (в том положении, как это изображено на
рисунке), создает начальный перепад давления между зонами А и Б, равный 0,1—0,15 МПа, а при его
движении в нижнее положение— 1,0— 2,0 МПа (разность этих давлений равна сигналу).
Клапан 6 периодически перемещается вниз-вверх вместе с полым штоком 7 и поршнем 8 с
частотой, пропорциональной осевой нагрузке. При этом поршень 8 перемещается в цилиндре 9, в
верхней части которого помещен клапан 10 с пружиной 11. При открытии клапана 10 с обеих сторон
поршня 8 проявляется примерно одинаковое давление, в связи с чем на клапан 6 действует
начальный перепад давления на нем, создающий силу, заставляющую перемещаться клапан 6 вместе
со штоком 7 вниз. При этом нижняя часть штока 7 надавливает на сильфон 5 и заставляет перетекать
жидкость, заполняющую камеру сильфона 5, в камеру 3 измерительного сильфона 14 через обратный
клапан 15. В результате происходит автоматическая перезарядка измерительного узла в исходное
положение для измерения следующего значения осевой нагрузки. Движение штока 7 через стержень
16 передается поршню 2 гидротрансформатора.
Клапан 10 соединен со стержнем 12, имеющим такую длину, что после движения клапана 6
вниз и подачи при этом импульса шток 7 упирается в нижний бортик 13 стержня 12 и закрывает
клапан 10. В этом случае на нижней стороне поршня 8 будет давление большее, чем над поршнем (в
цилиндре 9), передаваемом из зоны Б по каналу в штоке 7. Разность давлений приводит к
перемещению штока 7 с клапаном 6 вверх. Этим заканчивается цикл измеряемого интервала времени
92
перетекания жидкости через дроссель в измерительном узле. Затем жидкость начинает снова
перетекать из камеры 3 в сильфон 5 до момента упора верхнего конца сильфона в стержень 12 и
открытия им клапана 10. После этого повторяется описанный выше цикл перемещений деталей
исполнительного узла датчика и подачи им в гидравлический канал связи импульса давления.
Интервал времени между импульсами давления характеризует величину осевой нагрузки на долото.
Гидравлический турботахометр (рис. 10.13,а) состоит из таходатчика 2, посылающего в
гидравлический канал импульсы давления с частотой, пропорциональной частоте вращения турбобура /, индуктивного преобразователя 3 сигналов (импульсов) давления в электрические импульсы,
электронного фильтра-усилителя 4, указателя 5 и регистратора 6 частоты вращения турбобура.
Для обеспечения надежной связи по гидравлическому каналу при больших расстояниях
необходимо, чтобы сигналы от датчика были низкой частоты и большей продолжительности. Во
время работы турбобура в гидравлическом канале бурового насоса создаются импульсы давления,
что способствует появлению помех. Частота сигналов помех fп==1—8 имп/с. С учетом этого частота
полезных сигналов от таходатчика fс должна быть 0,2—0,3 имп/с.
В результате применения инерционной системы в наземном приборе турботахометра и
соответствующих фильтров практически возможна четкая регистрация тахосигнала, если его
наивысшая частота будет в 3—5 раз меньше самой низкой частоты помех, т.е. fс max (0,3—0,2). В
ГТН-3 применен таходатчик ТДН-8, который посылает импульсы давления через каждые 100
оборотов турбобура.
Таходатчик состоит из планетарного редуктора и клапанной системы с гидравлическим
усилителем, смонтированных в специальном контейнере, навертываемом на турбобур. Вал
турбобура при этом соединяется с входной осью таходатчика.
Таходатчик (рис. 10.13,6) собран в корпусе 1, который монтируется над турбобуром.
Перегородка 2 и деталь 3 образуют рабочий клапан, при периодическом закрывании которого
создаются тахосигналы (импульсы давления). Клапан рассчитан на создание импульсов давления
1,5—2,0 МПа при расходе промывочной жидкости 35-40 л/с.
Между рабочим клапаном и задатчиком установлен гидравлический усилитель 5 с элементом
обратной связи 4. Задатчик имеет связь с валом турбобура 3.
При осевом перемещении штока 6 с управляющим клапаном кулачкового механизма редуктора
7 и закрытии входного отверстия камеры гидравлического усилителя 5 давление в последней уравнивается с давлением над рабочим клапаном. При этом усилие, действующее на поршень
гидроусилителя в камере 5, становится большим, чем противоположное усилие на поршне рабочего
клапана, и последний начинает перемещаться в сторону закрытия. В этот период времени разность
обоих указанных усилий постепенно увеличивается за счет действия положительной гидравлической
обратной связи 4.
При открытии управляющего клапана давление в камере гидравлического усилителя 5 падает и
результирующее усилие изменяет знак, открывая основной клапан и возвращая его в основное
(открытое) состояние. Цикл работы гидроусилителя равен 100 об/мин вала турбобура. Коэффициент
усиления гидравлического усилителя равен примерно 30—40, т. е. усилие на штоке 6 в 30—40 раз
меньше усилия на штоке клапана 3. Следовательно, при усилии 4—5 кН, действующем на шток
клапана 3, датчик 6 развивает усилие 1—1,5 кН.
Наземные приборы ГТН-3 питаются от сети переменного тока напряжением 220 В, частотой 50
Гц. Основная приведенная погрешность показаний при частоте вращения вала турбобура, равной
1000 об/мин, составляет +5% от усредненной частоты его вращения за время, соответствующее 100
оборотам. Погрешность в результате действия помех (пропадание полезных и появление ложных
сигналов), не более 5% от общего числа регистрируемых сигналов.
Применение турботахометров позволяет бурильщику контролировать отклонение работы
турбобура от заданного режима. Изменение частоты вращения вала турбобура, если механические
свойства пород в это время не изменились, указывает на изменение осевой нагрузки на забой. На
глубине 3000—4000 м и более остановка турбобура может быть определена бурильщиком по
отсутствию проходки через 15 мин и более. При помощи турботахометра остановку турбобура
можно определить за 1—1,5 мин.
Из сказанного ясно, что с помощью турботахометра можно весьма эффективно контролировать
процесс бурения.
93
Контрольные вопросы
1. Назовите параметры контроля процесса бурения и объясните их значение в управлении
процессом.
2. Как устроен гидравлический индикатор веса?
3. Как определить осевую нагрузку на забой?
4. Объясните назначение и принцип действия устройства для измерения момента вращения на
валу привода ротора.
5. Объясните принцип действия системы наземного контроля параметров процесса бурения
типа ПКБ и объясните схему устройства его элементов.
6. Объясните принцип действия системы наземного контроля параметров процесса бурения
типа Б-7, принцип действия первичных преобразователей и регистратора.
7. Объясните построение информационно-измерительной подсистемы комплекса БУРУН и
принцип действия входящих в нее первичных преобразователей.
8. Объясните принцип действия гидравлического канала связи.
9. Объясните принцип действия электрического канала связи, использующего бурильные трубы
и окружающие породу.
10. Объясните принцип действия электрического проводного канала связи.
11. Объясните принцип действия гидротурботахометра.
12. Объясните принцип действия и устройства инклинометра.
ЧАСТЬ ВТОРАЯ
СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ
Глава 11
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ТЕОРИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
§ 1. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Под управлением технологическим процессом понимается совокупность операций,
необходимых для осуществления таких целей, как пуск и остановка технологического процесса,
поддержание какого-либо параметра процесса на заданном уровне, изменение параметра по заданной
программе и т. п.
Установку, машину, агрегат, в котором протекает исследуемый технологический процесс,
называют объектом управления.
Управление может быть ручным или автоматическим. В первом случае операции управления
осуществляет человек, а во втором — управляющее устройство. Сочетание объекта управления и
управляющего устройства образует систему
автоматического
управления (САУ).
На работу системы автоматического управления влияют
различные воздействия. Будем называть их входными
воздействиями, входными величинами или просто входами (Хвх)
(рис. 11.1).
Параметры процесса, которые в той или иной степени
характеризуют его качество и изменяются под действием
входных величин, будем называть выходными величинами или просто выходами (.Хвых). Входные
воздействия, которые нарушают заданный закон изменения выходных величин, будем называть
возмущающими воздействиями или просто возмущениями. Возмущения можно подразделить на два
вида: нагрузку (Н) и помехи (П). Изменение нагрузки обычно обусловлено технологическим процессом, а помехи вызываются изменениями внешних условий (например, температуры окружающей
среды) или свойств отдельных элементов системы.
Воздействие управляющего устройства на объект управления называется управляющим
воздействием (У). Оно также относится к входным воздействиям.
Всякую систему автоматического управления можно разложить на ряд элементов. Если у таких
элементов изменение входной величины влияет на изменение выходной величины, а изменение вы94
ходной величины при этом не влияет на изменение входной, то такой элемент называют
детектирующим или элементом направленного действия.
Будем рассматривать в дальнейшем только системы, содержащие детектирующие элементы.
§2. ОБРАТНЫЕ СВЯЗИ
При построении системы автоматического управления широко применяют обратные связи.
Такие связи можно обнаружить везде, где проявляется свойство «саморегулирования» в природе. Без
обратной связи само существование живых организмов было бы невозможным. Так, в человеческом
организме правильное положение тела в пространстве обеспечивается целой системой; вестибулярный аппарат обнаруживает отклонение от вертикали и посылает поток нервных импульсов,
несущих информацию об отклонении, к нервным центрам мозга; в результате переработки мозгом
полученной информации посылается поток импульсов к мышцам, изменяющим положение тела и
восстанавливающим нарушенное равновесие.
Точно так же в технических системах автоматического управления обратная связь
осуществляется путем подачи выходной величины на вход, что позволяет при изменениях выходной
величины вносить необходимые коррективы на входе.
Обратную связь называют внешней, если она соединяет выход системы с ее входом, и
внутренней или местной, если она соединяет выход одного или группы элементов системы с их входом.
Если подача выходной величины элемента системы на его вход усиливает действие входной
величины на выходную, то такая обратная связь называется положительной.
Обратная связь называется отрицательной, если подача выходной величины элемента системы
на его вход ослабляет действие входной величины на выходную.
По характеру передачи воздействий обратные связи делятся на жесткие и гибкие. Жесткая связь
действует как в установившемся, так и в переходном режиме, гибкая действует только в переходном
режиме, а в установившемся режиме ее действие прекращается.
§ 3. РАЗОМКНУТЫЕ И ЗАМКНУТЫЕ САУ
Системы автоматического управления делятся на разомкнутые и замкнутые.
Разомкнутыми называются такие системы автоматического управления, в которых отсутствует
внешняя обратная связь и, следовательно, отсутствует контроль результата управления. Их можноподразделить на системы с жесткой программой и системы управления по возмущению.
В разомкнутой САУ с жесткой программой (рис. 11.2,а) на управляющее устройство подается
жесткое задание 3. Управляющее устройство оказывает воздействие У на объект управления в соответствии с этим заданием. Под действием некоторого возмущения Хвх (например, изменение
нагрузки) могут возникнуть отклонения выходной величины Хвых объекта от задания. Однако эти
отклонения в разомкнутой САУ с жесткой программой не контролируются и не влияют на работу
управляющего устройства.
К таким системам относятся, например, системы автоматического пуска и остановки насосов,
вентиляторов, компрессоров и т. п.
В разомкнутой САУ по возмущению (рис. 11.2,6) управляющее воздействие У формируется в
зависимости от величины возмущающего воздействия Хвх. Такую систему можно использовать
только в том случае, когда известны и контролируются все возмущающие воздействия, а также
95
известны свойства объекта управления. При наличии неконтролируемых возмущений (помех) САУ
по возмущению оказывается не в состоянии исправить возникающие при этом ошибки управления,
так как она не контролирует изменение выходной величины Xвых.
Замкнутыми называют системы автоматического управления, в которых имеется обратная
связь, обеспечивающая контроль выходной величины (рис. 11.3,а).
При этом управляющее устройство формирует управляющее воздействие У в зависимости от
отклонения выходной величины Хвых
от задания 3. Такие системы называются замкнутыми САУ по отклонению или системами
автоматического регулирования.
Иногда для повышения точности систем автоматического управления применяют
комбинированные системы, сочетающие принципы управления по отклонению и по возмущению
(рис. 11.3,б).
При этом управляющее устройство формирует управляющее воздействие У в зависимости от
нагрузки Хвх (Н) и корректирует его при отклонении выходной величины левых под действием
неконтролируемых возмущений.
§ 4. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
В дальнейшем рассмотрим только замкнутые САУ по отклонению (системы автоматического
регулирования CAP), наиболее распространенные при решении практических задач управления в
нефтяной и газовой промышленности.
Рассмотрим более подробно принцип действия системы автоматического регулирования на
примере системы поддержания постоянного давления в сепараторе (рис. 11.4). На вход сепаратора
поступает газожидкостная смесь в количестве Qсм, которая разделяется на жидкую часть,
отбираемую снизу в количестве Qж, и газовую, уходящую сверху сепаратора в количестве Qr. В
состоянии равновесия при определенном давлении ρ в сепараторе расходы уравновешены, т.
е.Qсм=Qг+Qж. Основным параметром, определяющим характер технологического процесса в
сепараторе, является давление ρ. При изменении расходов потоков на входе или выходе сепаратора
давление в нем будет изменяться.
Пусть задача заключается в том, чтобы поддерживать давление в сепараторе на определенном
значении. Установим на сепараторе измерительный прибор 1 (манометр) с целью контроля давления
и орган управления 2 расходом (задвижку) на газовой линии (рис. 11.4,а). Тогда, в случае
уменьшения или увеличения давления, можно, наблюдая за показаниями манометра и изменяя
проходное сечение органа управления, восстанавливать желаемое значение давления в сепараторе.
Получим систему регулирования давления.
96
Однако, так как наблюдение за давлением и изменение проходного сечения органа управления
проводится человеком, такое регулирование называется ручным.
Для получения системы автоматического регулирования функции человека должны быть
переданы автоматическому устройству, называемому в этом случае автоматическим регулятором или
просто регулятором.
Приведем основные понятия и определения, используемые при изучении систем регулирования.
Параметр, который необходимо регулировать в ходе технологического процесса, называется
регулируемым. Значение регулируемого параметра в любой момент времени называется текущим, а
то его значение, которое необходимо поддерживать в процессе, — заданным.
Разность между
текущим и заданным значением регулируемого параметра называется рассогласованием или отклонением.
Основные элементы регулятора — чувствительный
элемент, который реагирует на изменение регулируемого
параметра, элемент сравнения, который сравнивает текущее
значение
регулируемого
параметра
с
заданным,
устанавливаемым с помощью специального устройства, и
регулирующий орган, который оказывает непосредственное
воздействие на процесс.
В
нашем
примере
система
автоматического
регулирования будет действовать следующим образом. В
случае появления возмущающего воздействия, например
при увеличении расхода потока смеси на входе (Оси), давление в сепараторе (регулируемый
параметр) повысится. Автоматический регулятор, сравнивая воздействия на мембрану 1 (элемент
сравнения) со стороны давления газа (текущее значение) и со стороны пружины 2 (заданное
значение), будет осуществлять регулирующее воздействие, увеличивая проходное сечение
регулирующего органа 3 и тем самым уменьшая рассогласование. В этой системе мембрана 1
выполняет также функцию чувствительного элемента.
При изучении системы автоматического регулирования принято представлять реально
существующие системы в виде так называемых функциональных схем.
Функциональной схемой CAP называется такая, в которой каждому функциональному элементу
реальной системы соответствует определенное изображение.
Функциональная схема CAP давления в сепараторе показана на рис. 11.5. Выходной величиной
системы (Хвых) является основной регулируемый параметр—давление в сепараторе. Параметры,
которые могут вызвать отклонение регулируемого параметра от заданного значения, показаны как
входные.
Основные элементы системы — объект регулирования ОР, чувствительный элемент ЧЭ,
измеряющий текущее значение регулируемого параметра, элемент сравнения ЭС, сравнивающий
текущее значение регулируемого параметра с его заданным значением 3, и регулирующий орган РО.
осуществляющий регулирующее воздействие.
Последнее осуществляется изменением расхода газа (Qг), причем в таком направлении, чтобы
уменьшить рассогласование. Следовательно, рассмотренная CAP — замкнутая система с
отрицательной обратной связью. Чувствительный элемент, элемент сравнения и регулирующий
орган образуют в этой системе автоматический регулятор АР.
§ 5. КЛАССИФИКАЦИЯ СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Применяемые в нефтяной и газовой промышленности системы автоматического регулирования
весьма разнообразны, поэтому принято их классифицировать по различным признакам.
Так, принято различать системы прямого и непрямого действия.
Рассмотренная в предыдущем параграфе CAP давления в сепараторе является системой прямого
действия, так как чувствительный элемент этой системы непосредственно воздействует на
регулирующий орган (см. рис. 11.4 и 11.5). Такие системы просты в конструктивном отношении,
однако находят ограниченное применение в промышленности, так как мощность чувствительного
элемента не всегда достаточна для обеспечения перемещения регулирующего органа.
97
Значительно чаще применяют системы непрямого действия,
в которых для перемещения регулирующего органа используют
дополнительные источники энергии. Функциональная схема такой
системы показана на рис. 11.6. В такой системе воспринимаемое
чувствительным элементом ЧЭ текущее значение регулируемого
параметра преобразуется с помощью преобразователя ПР и
источника энергии ИЭ в какой-либо сигнал и затем сравнивается с
аналогичным по своей природе сигналом задатчика 3.
Формирующее устройство ФУ усиливает рассогласование и
обеспечивает
определенный
закон
регулирования.
Исполнительный механизм ИМ преобразует выходной сигнал
формирующего устройства в перемещение регулирующего органа
РО. В зависимости от рода источника энергии ИЭ системы
непрямого действия подразделяются на пневматические, электрические и гидравлические. В таких
системах чувствительный элемент вместе с преобразователем образуют датчик Д, элемент сравнения
с формирующим устройством — регулирующее устройство РУ, а исполнительный механизм с
регулирующим органом — исполнительное устройство ИУ. Таким образом, автоматический
регулятор включает в себя датчик, регулирующее и исполнительное устройство.
В зависимости от того, по какому закону должно изменяться заданное значение регулируемого
параметра, системы автоматического регулирования можно разделить на три основные группы.
Системы, в которых заданное значение регулируемого параметра является постоянной
величиной, называют системами автоматической стабилизации или часто собственно системами
автоматического регулирования. Так, в нашем примере (см. рис. 11.4) заданное значение давления в
сепараторе остается постоянным.
Системы, в которых заданное значение регулируемого параметра изменяется по заранее
установленной программе, называют системами программного регулирования, например повышение
температуры в печи для нагрева образцов по известному закону.
Системы, в которых заданное значение регулируемого параметра изменяется в зависимости от
какого-либо другого параметра, изменяющегося по произвольному закону, называют следящими системами. Например, поворот антенны радиолокатора должен соответствовать маневру самолета
(следить за ним).
Во всех трех случаях осуществляется регулирование по отклонению.
В последнее время значительно распространены экстремальные системы, которые отыскивают
и поддерживают регулирующие воздействия, обеспечивающие экстремальное (максимальное или
минимальное) значение выходной величины (например, максимальная производительность,
минимальные затраты и т. п.).
В дальнейшем под системами автоматического регулирования (CAP) будем иметь в виду
системы автоматической стабилизации (САС).
В зависимости от характера связи между отдельными элементами CAP делятся на системы
непрерывного и дискретного действия.
В системах непрерывного действия существует постоянная функциональная связь между
отдельными элементами. Текущее значение регулируемого параметра непрерывно сравнивается с
заданным значением, а регулирующий орган непрерывно осуществляет регулирующее воздействие.
Так, в частности, система автоматического регулирования, показанная на рис. 11.4, является системой непрерывного действия.
Системы дискретного действия подразделяются на системы импульсного и релейного действия.
В системах импульсного действия происходит прерывистая связь между отдельными
элементами. В таких системах текущее значение регулируемого параметра сравнивается с заданным
значением не непрерывно, а лишь в дискретные, обычно разно стоящие друг от друга моменты
времени. В эти моменты регулирующий орган оказывает регулирующее воздействие, а в интервалах
между импульсами система размыкается и регулирующий орган не перемещается.
Такой метод регулирования применяют, например, в системах с цифровыми вычислительными
машинами, основанными, как известно, на дискретном принципе действия, а также в системах, где
один регулятор обслуживает несколько объектов.
98
В системах релейного действия при изменении регулируемого параметра в заданных пределах
регулирующий орган не перемещается, т. е. система является разомкнутой. При выходе регулируемого параметра за заданные пределы система замыкается и регулирующий орган оказывает
регулирующее воздействие.
К таким системам можно отнести систему сброса пластовой воды из нефтяных отстойников. В
ней регулирующий орган открывается и закрывается при достижении уровнем воды соответственно
верхнего и нижнего заданных пределов.
§ 6. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К CAP
Если текущее значение регулируемого параметра равно заданному, то считается, что система
находится в состоянии равновесия.
Если под действием какого-либо возмущения в системе возникло отклонение регулируемого
параметра, то ей необходимо некоторое время, чтобы снова прийти в состояние равновесия.
Считается, что в течение этого времени система находится в переходном режиме.
Поведение системы в переходном режиме принято изображать в виде графика переходного
процесса — зависимости изменения во времени выходной величины (регулируемого параметра)
системы (рис. 11.7,а). Текущее значение регулируемого параметра на графике обозначено через
Хвых, и его изменение показано сплошной линией. Так как мы рассматриваем систему стабилизации,
то заданное значение Хвыхо остается постоянным, чему соответствует пунктирная линия,
параллельная оси времени. Совпадение кривых текущего и заданного значений на отрезке времени
0—t1 свидетельствует о том, что в этот период система находится в состоянии равновесия. В момент
времени t1 под действием возмущения система отклоняется от состояния равновесия и вновь к нему
возвращается под действием регулятора к моменту времени t2.
В период времени t1—t2 система находится в переходном режиме, а после t2 — снова в
состоянии равновесия.
При исследовании систем принято их рассматривать начиная от момента появления отклонения
регулируемого параметра. В этом случае начало координат соответствует заданному значению
регулируемого параметра (рис. 11.7,б).
Однако переходный процесс может иметь другой характер (рис. 11.7,8). Сравнивая два графика
переходного процесса (рис. 11.7,б,в), можно увидеть, что в одном случае система возвращается к
состоянию равновесия, а в другом этого не происходит. Считают, что в первом случае система
устойчива, а во втором— неустойчива. Так как назначением CAP является поддержание
регулируемого параметра на заданном значении, то естественно потребовать, чтобы она
обеспечивала переходный процесс в соответствии с графиком, приведенным на рис. 11.7,б, т. е. была
бы устойчивой.
Вместе с тем и в устойчивых CAP переходный процесс может протекать различно (рис. 11.7,г).
При этом вводится понятие качества переходного процесса, которое характеризуется рядом показателей. Одним из них является, например, время переходного процесса tp. Естественно, чем меньше
это время, тем выше качество CAP. Численное значение показателя качества, которое должна обеспечить CAP, выбирается исходя из технологических соображений. Таким образом, к системе
99
автоматического регулирования предъявляются два требования: система обязательно должна быть
устойчивой и обладать определенными заданным качеством.
С целью определения, удовлетворяет ли выбранная CAP предъявляемым к ней требованиям со
стороны технологии процесса, она заранее рассчитывается. При этом используют ряд характеристик
и понятий, которые рассмотрены ниже.
§ 7. ПОНЯТИЕ СТАТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
При исследовании систем автоматического регулирования принято рассматривать все ее
элементы как в статике (в состоянии равновесия), так и в динамике (в переходном режиме).
Поведение элемента системы в статике иллюстрирует его статическая характеристика —
график зависимости выходной величины от входной в установившихся состояниях:
Статическую характеристику можно получить экспериментально, С этой целью следует
изменить входную величину элемента от одного постоянного значения до другого. Через некоторое
время его выходная величина также достигнет нового значения, т. е. наступит новое состояние
равновесия. Проделав эту операцию несколько раз, можно зафиксировать несколько равновесных
состояний. Каждому такому состоянию будет соответствовать точка на графике. Соединив эти точки,
получим статическую характеристику элемента, (рис. 11.8,а).
Элемент системы, обладающий линейной статической характеристикой (рис. 11.8,6),
называется линейным, а элемент системы, обладающий нелинейной статической характеристикой
(рис. 11.8,а, в), —нелинейным.
Системы автоматического регулирования, состоящие только из линейных элементов,
называются линейными.
Системы автоматического регулирования, в состав которых входит хотя бы один нелинейный
элемент, называются нелинейными.
Большинство элементов реальных систем автоматического регулирования нелинейно. Однако,
так как методы исследования линейных систем значительно проще методов исследования
нелинейных, на практике, если это возможно, прибегают к линеаризации нелинейных статических
характеристик.
Пусть, например, объект регулирования CAP по отклонению имеет статическую
характеристику, показанную на рис. 11.8,а. Задачей является поддержание регулируемого параметра
Хвых на заданном значении Хвых, т.е. около точки А.
Так как в процессе регулирования отклонения регулируемого параметра от заданного значения
невелики, то такую нелинейную статическую характеристику можно заменить в окрестности точки Л
линейной, проведя касательную к кривой в этой точке.
В тех случаях, когда статическая характеристика элемента системы существенно нелинейная
(рис. 11.8,в), а линеаризация может привести к искажению физической сущности процесса, следует
рассматривать систему как нелинейную.
В дальнейшем будем рассматривать только линейные (линеаризованные) системы.
100
§ 8. ПОНЯТИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
Поведение элемента системы автоматического регулирования в динамике (в переходном
режиме) описывается дифференциальным уравнением. Линейные элементы описываются линейными
дифференциальными уравнениями. Вместе с тем в практике расчета CAP используют такие
динамические характеристики, как передаточная функция; переходная функция (временная
характеристика) и амплитудно-фазовая характеристика
Введем эти понятия.
Пусть дифференциальное уравнение системы поддержания постоянного давления в сепараторе
газа (см. рис. 11.4) имеет вид
где ТК. — постоянные коэффициенты; Δр—отклонение давления в сепараторе от заданного
значения; ΔQг—изменение расхода газа на выходе из сепаратора.
Поскольку давление в сепараторе — выходная величина этого объекта, а расход газа—входная,
уравнение (11.2) можно представить в виде
Здесь Хвых и Хвх имеют определенную размерность. Вместе с тем при расчете CAP
используют представление дифференциальных уравнений в безразмерной форме. При этом
отклонения параметров относят к некоторым постоянным, так называемым номинальным или
базовым.
В нашем случае примем в качестве базовых значений давление в сепараторе р н и расход газа на
выходе сепаратора Qнг в номинальном режиме (состоянии равновесия). Для получения уравнения
(11.2) в безразмерной форме умножим и разделим соответствующие члены уравнения на рн и Qнг:
где φ=Δр/рн; μ=Qг/Qнг,
Полученное уравнение (11.3) есть дифференциальное уравнение объекта.
Переход от дифференциального уравнения к алгебраическому основан на применении
специального математического приема — преобразования Лапласа. При этом функция
вещественного переменного (обычно времени t) преобразуется в функцию комплексного переменного
где р=σ±jω, σ и ω—вещественные переменные. Функция f(t) называется оригиналом, а функция
F(p)—изображением функции f(t).
Операция преобразования Лапласа весьма сложна. Однако при нулевых начальных условиях
запись преобразованного по Лапласу дифференциального уравнения совпадает с его записью в
операторной форме, при которой
Дифференциальное уравнение (11.2,а) в операторной форме будет иметь вид
То же уравнение, преобразованное по Лапласу при нулевых начальных условиях, будет иметь
вид
где запись Хвых(р) и Хвх(р) означает, что выходная и входная величины являются функциями
комплексного параметра р. Преобразуем уравнение (11.6)
Отношение изображения по Лапласу выходной величины к изображению по Лапласу входной
величины при нулевых начальных условиях называется передаточной функцией.
101
Таким образом, преобразование Лапласа позволяет перейти от дифференциального уравнения
(11.2,а) к алгебраическому уравнению (11.8).
Сравнивая уравнения (11.5) и (11.6), можно указать простой прием определения передаточной
функции из дефференциального уравнения. Для этого нужно оператор дифференцирования d/dt заменить оператором р и взять отношение выходной величины к входной.
Итак, дифференциальное уравнение и передаточная функция устанавливают связь входной и
выходной величин в динамическом режиме. Если известен закон изменения входной величины, то
можно из решения дифференциального уравнения получить закон изменения выходной величины, т.
е. характер переходного процесса. В реальных условиях изменения входных величин (возмущающие
воздействия) могут иметь самый различный характер.
При исследовании динамики систем автоматического регулирования широко применяют такой
искусственный прием: исследует реакцию отдельных элементов и систем на некоторые так
называемые типовые возмущающие воздействия и на основании полученных результатов делают
выводы о свойствах этих элементов и систем. Для этой цели выбраны такие воздействия, которые отражают наиболее существенные особенности реальных возмущений. Тогда, зная реакцию элементов
и систем на типовые возмущающие воздействия и представив реальные возмущения как сочетания
таких типовых воздействий, можно предсказать характер переходных процессов в элементах и
системах при реальных условиях.
Одним из таких типовых возмущающих воздействий является скачкообразное изменение
входной величины, например изменение производительности скважины на конечную величину,
открытие или прикрытие задвижки на трубопроводе и т. п.
Математически это представляется в виде ступенчатой функции. Это воздействие равно нулю
при t<0 и равно постоянному значению А при t≥0 (рис. 11.9,а), т. е.
Для сравнения динамических свойств элементов, характеризующихся входными воздействиями
различной природы, ступенчатое типовое входное воздействие представляется в виде так
называемого
единичного скачка, который передает характер ступенчатого воздействия, но является безразмерным
(рис. 11.9,6):
Зависимость изменения выходной величины элемента системы во времени под действием
возмущения на входе типа единичного скачка называется переходной функцией и обозначается h(t)
(рис. 11.9,з). Таким образом, переходная функция является безразмерной динамической
характеристикой. Она называется также часто временной характеристикой.
В качестве типового возмущающего воздействия используют также гармоническую функцию.
Этот вид воздействия подчиняется закону
где А—амплитуда; ω—круговая частота.
Если на вход линейного элемента подать такое возмущение, то по истечении некоторого
времени на его выходе также установится гармоническое изменение выходной величины с той же
частотой, что и возмущающее воздействие на входе, но с другими амплитудой и фазой. При
изменении частоты входного воздействия будут меняться амплитуда и фаза выходной величины. Это
явление лежит в основе частотных методов исследования системы автоматического регулирования.
102
При некотором фиксированном значении частоты ω входного сигнала W(jω) представляет
В
собой вектор с амплитудой и фазой φ(ω). Изменяя ω от 0 до +∞
А
получим семейство векторов, а соединив концы этих векторов плавной
кривой, — годограф амплитудно-фазовой характеристики (АФК). При
изменении а от 0 до—∞ получаем зеркальное отображение этой кривой
относительно вещественной оси, поэтому при практических расчетах
ограничиваются положительными значениями ω.
Построим амплитудно-фазовую характеристику, описываемую
выражением (11.19). С этой целью избавимся от иррациональности в
знаменателе и представим АФК в виде суммы вещественной и мнимой
частей:
103
Изменяя ω от 0 до ∞, получим АФК, .показанную на рис. 11.10. Иногда в практике расчета CAP
используют отдельные составляющие амплитудно-фазовой характеристики. Так, функция Р(ω)
называется вещественной частотной характеристикой, а функция Q (ω) —мнимой частотной
В
— амплитудно-частотной, а функция φ(ω) —фазочастотной
характеристикой. Функция
А
характеристиками.
Таким образом, основными динамическими характеристиками элементов и систем являются
передаточная и переходная функции, а также амплитудно-фазовая характеристика.
Контрольные вопросы
1. Объясните понятия «возмущающее» и «управляющее» воздействия.
2. Перечислите разновидности обратной связи.
3. Дайте определение разомкнутой и замкнутой CAP.
4. Назовите основные элементы CAP.
5. Чем отличаются системы прямого и непрямого действия?
6. Дайте определения систем стабилизации, программного управления и следящих.
7. Какие требования предъявляются к CAP?
8. Что такое «статическая характеристика»?
9. Объясните метод получения передаточной функции элементов CAP.
10. Дайте определение переходной функции.
11. Объясните метод построения годографа амплитудно-фазовой характеристики.
Глава 12
РАСЧЕТ СИСТЕМ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
§ 1. ТИПОВЫЕ ДИНАМИЧЕСКИЕ ЗВЕНЬЯ
Элементы систем автоматического регулирования могут иметь различные конструктивные
формы, различные схемы и различные физические принципы действия. Однако с точки зрения
теории автоматического регулирования более целесообразно классифицировать их по динамическим
свойствам. При этом для исследования процессов в реальных системах пользуются
идеализированными схемами, которые точно описываются математически и приближенно характеризуют реально существующие звенья.
Как уже было сказано, динамические свойства линейных элементов описываются линейными
дифференциальными уравнениями. В общем случае порядок дифференциального уравнения
элемента может быть произвольным. Однако такой сложный элемент всегда может быть представлен
в виде сочетания так называемых типовых динамических звеньев, описываемых простейшими уравнениями.
Число таких типовых динамических звеньев невелико. Они описываются линейными
дифференциальными уравнениями, которые имеют порядок не выше второго.
Звено называют усилительным, если его входная и выходная величины связаны алгебраическим
уравнением вида
где К—коэффициент усиления звена.
Предполагается, что передача сигнала от входа к выходу производится мгновенно, без какойлибо инерции. Поэтому усилительное звено часто называют безынерционным.
Переходная функция звена при подаче на его вход воздействия типа единичного скачка
(Хвх==1) имеет вид
104
График переходной функции показан на рис. 12.1,а. Эта функция соответствует идеальному
усилительному звену. Отклонение характеристики реального звена от идеального показано
пунктиром.
Передаточная функция звена
Уравнение амплитудно-фазовой характеристики имеет вид
В этом выражении мнимая часть W(jω) равна нулю, а вещественная часть равна К.. Годограф
амплитудно-фазовой характеристики (рис. 12.1,6) представляет собой точку на вещественной оси на
расстоянии К. от начала координат.
Примеры усилительных звеньев: рычажная и редукторная передачи, манометр.
Звено называется апериодическим, если его входная и выходная величины связаны
дифференциальным уравнением вида
где Т и К—соответственно постоянная времени и коэффициент усиления звена. Такое звено также
называют инерционным.
После решения уравнения (12.5) при скачкообразном характере изменения входной величины
(Хвx=const) получим уравнение экспоненты
При t→∞ выходная величина Хвых стремится к новому установившемуся значению КХвх.
Изменяя то от 0 до ∞, подучим годограф амплитудно-фазовой характеристики звена (рис.
12.2,6). Он представляет собой полуокружность радиусом К/2, расположенную в IV квадранте
комплексной плоскости с центром на вещественной оси и на расстоянии К/2 от начала координат.
Примеры апериодических звеньев: рассмотренный" сепаратор, термопара, контур из
сопротивления и емкости.
105
Звено называют интегрирующим, если его выходная величина пропорциональна интегралу по
времени от входной величины:
Годограф амплитудно-фазовой характеристики звена показан на рис. 12.3,б. Он представляет
собой прямую, совпадающую с отрицательной мнимой полуосью координат.
Примеры интегрирующих звеньев: поршневой гидравлический исполнительный механизм, у
которого входом является количество жидкости, подаваемой в цилиндр, а выходом — перемещение
поршня; конденсатор, заряжаемый током.
Звено называется дифференцирующим, если его выходная величина пропорциональна скорости
изменения входной. Различают идеальное и реальное дифференцирующее звенья.
Дифференциальное уравнение идеального дифференцирующего звена имеет вид
Так как в реальных условиях элементов, описываемых уравнениями типа (12.17), не
существует, в число типовых звеньев вводится звено, выполняющее дифференцирующее действие
более или менее приближенно. Такое звено называют реальным дифференцирующим.
Дифференциальное уравнение реального дифференцирующего звена имеет вид
После решения уравнения .(12.18) при скачкообразном характере изменения входной величины
Хвx==const получим уравнение экспоненты
При
...
106
t=0
выходная
величина
Хвых=КХвх,
при
t→∞
выходная
величина
.Хвых→0.
Представим это выражение в виде суммы вещественной и мнимой частей.
Годограф амплитудно-фазовой характеристики звена показан на рис. 12.4,6. Он представляет
собой полуокружность радиусом К/2, расположенную в I квадранте комплексной плоскости с
центром на вещественной оси и на расстоянии К/2 от начала координат.
Примеры реальных дифференцирующих звеньев: цепь с сопротивлением и емкостью,
гидравлический успокоитель с пружиной.
Звено называют колебательным, если связь между выходной и входной величинами
определяется уравнением вида
Переходная функция звена при подаче на его вход единичного скачка Хвх==1(t) имеет вид
107
График переходной функции показан на рис. 12.5,а (кривая 1). При t→∞ эта функция стремится
к новому установившемуся значению, совершая вокруг него затухающие колебания с частотой ω.
Годограф амплитудно-фазовой характеристики звена показан на рис. 12.5,б. Примеры
колебательных звеньев: электрический контур, содержащий емкость; индуктивность и омическое
сопротивление; дифференциальный манометр.
Как уже было сказано, колебательный затухающий процесс в звене, описываемом уравнением
(12.24), имеем лишь в том случае, когда корни характеристического уравнения являются
комплексными с отрицательной вещественной частью [см. соотношение (12.28)].
Если Т 22 -4Т 12 >0, т.е. Т2>2Т1, то корни характеристического уравнения получаются
вещественными. Решение уравнения (12.24) будет иметь вид
где А1 .и А2 постоянные интегрирования; р1, р2—корни характеристического уравнения.
Переходная функция имеет вид
График переходной функции показан на рис. 12.5,а (кривая 2). Эта функция при t→∞ стремится
к новому установившемуся значению, не превышая его, т. е.
апериодически.
Такое звено можно представить как два последовательно соединенных апериодических звена и поэтому называется апериодическим звеном II порядка. Этот случай
имеет большое значение в практических исследованиях, так
как такими переходными функциям и обладают многие
технологические объекты.
В реальных технологических объектах часто при изменении входной величины выходная начинает изменяться не
сразу, а по истечении некоторого времени, называемого
временем запаздывания.
Для характеристики таких объектов вводится понятие звена запаздывания,: в; котором
выходная величина повторяет характер изменения входной величины без искажения, но с некоторым
отставанием по времени. Тогда объект с запаздыванием может быть представлен как сочетание
рассмотренных звеньев и звена запаздывания.
Уравнение звена запаздывания имеет вид
108
Годограф амплитудно-фазовой характеристики звена запаздывания, построенный по уравнению
(12.43), показан на рис. 12.6,6. Он представляет собой окружность с центром в начале координат и
радиусом, равным единице.
Передаточная функция звена
График переходной функции звена показан на рис. 12.6,а.
§ 2. СПОСОБЫ СОЕДИНЕНИЯ ЗВЕНЬЕВ
Как уже было сказано, свойства элементов и систем автоматического регулирования в динамике
описываются дифференциальными уравнениями. Поэтому, если известны дифференциальные
уравнения отдельных элементов, то, получив дифференциальное уравнение всей системы в целом и
решение этого уравнения, можно исследовать динамические свойства системы.
Операция составления дифференциального уравнения системы может быть существенно
облегчена, если реально существующие элементы системы заменить типовыми динамическими
звеньями или их сочетаниями.
Схема системы автоматического регулирования, в которой реально существующие элементы
заменены типовыми динамическими звеньями, называется структурной схемой.
Для получения дифференциального уравнения системы необходимо составить ее структурную
схему, найти передаточную функцию и затем от передаточной функции системы перейти к
дифференциальному уравнению.
При этом необходимо учитывать правила вычисления передаточной функции соединения
звеньев.
1. Система автоматического регулирования Представлена структурной схемой в виде трех
последовательно соединенных звеньев с передаточными функциями W1(p), W2(p), W3(p) (рис. 12.7,а).
При таком включении выходная величина предыдущего элемента является входной величиной для
последующего элемента.
Так как
109
3. Система автоматического регулирования состоит из двух последовательно соединенных
звеньев, которые охвачены отрицательной обратной связью (рис. 12.7,в). В практике расчета CAP
линию обратной связи называют часто цепью обратной связи, а основную линию, связывающую
входную и выходную величины, — прямой цепью.
Обозначим передаточную функцию элементов, расположенных в прямой цепи, через W′(p).
Тогда
110
4. Система автоматического регулирования состоит из двух последовательно соединенных
звеньев в прямой цепи, охваченных отрицательной обратной связью, в которой установлено звено с
передаточной функцией Woc(p) (рис. 12.7,г).
Передаточная функция элементов в прямой цепи
111
§3 ПОНЯТИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СИСТЕМЫ
Как уже указывалось, основная задача системы автоматического регулирования заключается в
поддержании регулируемого параметра в пределах допуска на отклонение от заданного значения.
Этому препятствует неизбежное во всякой системе наличие возмущающих воздействий,
вызывающих отклонение текущего значения регулируемого параметра от заданного.
Автоматический регулятор стремится устранить это отклонение. В результате воздействия на
систему возмущений и регулятора в ней возникает переходный процесс, который для исследуемых
линейных систем описывается уравнением вида
Решение этого уравнения Хвых(t)—зависимость изменения выходной величины
(регулируемого параметра) под действием возмущения (Хвх) — может быть представлено как сумма
двух составляющих:
Первая составляющая Хвыхс (t) характеризует свободное движение системы и определяется
свойствами системы и начальными условиями. Вторая составляющая Хвыхв (t) характеризует
вынужденное движение системы и определяется свойствами системы и возмущающим воздействием.
Одной из основных динамических характеристик систем регулирования является ее
устойчивость. Под устойчивостью понимается свойство системы возвращаться к состоянию,
равновесия после устранения возмущения, нарушившего указанное равновесие. Таким образом,
устойчивость или неустойчивость системы определяется характером ее свободного движения после
снятия возмущения.
Свободное движение системы описывается однородным дифференциальным уравнением (без
правой части):
(12,75)
Рассматривая решение этого уравнения Хвых(t) = Хвыхс (t) как отклонение регулируемого
параметра от заданного значения во времени, естественно потребовать, чтобы в устойчивой системе го отклонение с течением времени стремилось к нулю:
Проанализируем возможные случаи решения уравнения (12.75) Характеристическое уравнение
дифференциального уравнения (12.75) будет иметь вид:
где р1, p2, ..., рn— корни этого уравнения.
Предположим, что все корни уравнения (12.77) вещественные и различные. Тогда решение
дифференциального уравнения (12.75) будет иметь вид
где Аi—постоянные интегрирования, определяемые параметрами системы и начальными условиями;
рi—корни характеристического уравнения.
112
Если все корни рi характеристического уравнения будут отрицательными, то каждая
составляющая в выражении (12.78) при t, стремящемся к бесконечности, будет стремиться к нулю
(рис. 12.9,а).
Если среди корней характеристического уравнения будет хотя бы один вещественный
положительный корень, то соответствующая составляющая в выражении (12.78) при t, стремящемся
к бесконечности, будет неограниченно возрастать. Следовательно, и все выражение (12.78) будет
стремиться к бесконечности (рис. 12.9,б).
При наличии пары комплексных корней характеристического уравнения (12.77) рi=-σi+jωi, в
правую часть выражения (12.78) будет входить составляющая
где Аi—начальная амплитуда; φi—начальная фаза.
Если вещественная часть этих корней будет отрицательной, то при t, стремящемся к
бесконечности, эта составляющая будет убывать по закону затухающих гармонических колебаний
(рис. 12.9,в), Следовательно, и все выражение (12.78) будет стремиться к нулю.
Если вещественная часть этих корней будет положительной, то при t, стремящемся к
бесконечности, эта составляющая будет возрастать (рис. 12,9,г). Следовательно, и все выражение
(12.78) будет стремиться к бесконечности.
Если среди корней характеристического уравнения (12.77) будет хотя бы одна пара
комплексных корней с вещественной частью, равной нулю (мнимые корни), то в выражении (12.78)
появится составляющая вида
Следовательно, переходный процесс будет иметь характер незатухающих колебаний (рис.
12.9,д).
Из рис. 12.9 следует, что условие (12.76) удовлетворяется только в том случае, если корни
характеристического уравнения (12.77) имеют отрицательные вещественные части.
Таким образом, требование устойчивости системы автоматического регулирования сводится к
условию отрицательности вещественных корней характеристического уравнения, а анализ системы
автоматического регулирования на устойчивость—к определению знака этих корней.
§ 4. КРИТЕРИИ УСТОЙЧИВОСТИ
Для определения знаков корней необходимо решить характеристическое уравнение системы.
Однако решать алгебраические уравнения высоких порядков затруднительно. Поэтому при
определении знаков корней, а следовательно, и при анализе систем на устойчивость используют
специальные критерии, позволяющие, не прибегая к решению характеристического уравнения,
установить устойчивость системы.
В 1895 г. швейцарский математик Гурвиц опубликовал работу, в которой изложил
алгебраический критерий устойчивости, получивший впоследствии название критерия Гурвиц а.
Пусть характеристическое уравнение системы имеет вид:
113
Критерий Гурвиц а. Согласно этому критерию, все корни характеристического уравнения
системы имеют отрицательные вещественные части (система была устойчивой) только в том случае,
если определители Гурвица при ао>0 положительны.
Главный определитель Гурвица составляется следующим образом. По главной диагонали
записываются все коэффициенты характеристического уравнения в порядке возрастания индексов,
начиная с а1. Над каждым элементом главной диагонали определителя записываются коэффициенты
того же характеристического уравнения в порядке возрастания индексов, а под каждым элементом —
коэффициенты в порядке убывания индексов. На местах коэффициентов с индексами меньше 0 и
больше n ставятся нули.
Главный определитель Гурвица имеет вид
114
В 1938 г. А. В. Михайлов предложил частотный критерий, который также исходит из
характеристического уравнения замкнутой системы. Этот критерий обладает большой наглядностью
в СИЛУ его простой геометрической интерпретации.
Пусть характеристическое уравнение замкнутой системы имеет вид
Будем задавать значения ω в пределах от 0 до ∞. Для
каждого значения получим на комплексной плоскости вектор с
координатами Р(ω) и Q(ω), а соединив концы этих векторов
плавной кривой, — годограф, который- называется годографом
Михайлова. По расположению этого годографа можно сделать
вывод об устойчивости или неустойчивости системы.
Критерий Михайлова. Система регулирования устойчива
только в том случае, если годограф Михайлова F(jω) при
изменении ω от 0 до ∞ проходил последовательно против
часовой стрелки n квадрантов комплексной плоскости (n—
степень характеристического уравнения). Виды годографов Михайлова показаны на рис. 12.11.
В 1932 г. Найквист предложил критерий, позволяющий судить об устойчивости замкнутой
системы по амплитудно-фазовой характеристике разомкнутой системы. Все системы
автоматического регулирования замкнутые. С целью исследования такой системы на устойчивость
по Найквисту ее условно размыкают и получают разомкнутую систему.
115
Критерий Найквист а. Если система автоматического регулирования устойчива в разомкнутом
состоянии, то для ее устойчивости в замкнутом состоянии необходимо и достаточно, чтобы годограф
амплитудно-фазовой характеристики разомкнутой системы при изменении ω от 0 до ∞ не охватывал
точку на комплексной плоскости с координатами —1; 0 (рис. 12.13).
Разомкнутая система устойчива в том случае, если она состоит из устойчивых звеньев —
апериодических, колебательных и включает не более одного интегрирующего звена.
Если разомкнутая система неустойчива, формулировка критерия более сложна (такую систему
мы не приводим). В этом случае, а также при перекрестных обратных связях между звеньями системы, что затрудняет ее условное размыкание, рекомендуется применять другие критерии.
116
§ 5. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ПРОЦЕССА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Устойчивость системы автоматического регулирования — необходимое, но не достаточное
условие рациональности ее применения. В частности, устойчивая система может оказаться
недостаточно точной, переходный процесс в ней может затухать слишком медленно и т. д.
Комплекс требований, определяющих характер поведения системы в переходном и
установившемся режиме под влиянием различных воздействий, объединяется понятием качества
процесса автоматического регулирования.
117
Поскольку характер переходного процесса зависит от вида возмущающего воздействия, при
анализе качества процесса автоматического регулирования задаются определенными параметрами
возмущающих воздействий. В качестве такого воздействия наиболее часто применяют ступенчатую
функцию. Для этого введены специальные показатели качества процесса регулирования.
Качество процесса регулирования в установившемся режиме при ступенчатом воздействии
оценивается статической ошибкой регулирования δст. При этом принято различать статические и
астатические системы.
При статическом регулировании (рис. 12.15,а) выходная величина системы под воздействием
типа ступенчатой функции стремится к новому установившемуся значению и, следовательно, регулирование происходит со статической ошибкой δст.
При астатическом регулировании (рис. 12.15,6) выходная величина системы под воздействием
типа ступенчатой функции стремится к прежнему установившемуся значению Хвых о и,
следовательно, статическая ошибка регулирования δст равна нулю.
Качество процесса регулирования в переходном режиме при ступенчатом воздействии
оценивается следующими показателями (рис. 12.15,а, б).
1. Время регулирования tp (время переходного процесса), В линейных системах время
регулирования теоретически равно бесконечности. При практических расчетах временем
регулирования считают время, по истечении которого выходная величина отклоняется от
установившегося значения не более чем на δр—заданную точность регулирования.
2. Максимальное относительное отклонение δм от установившегося значения. Для статических
систем (рис. 12.15,а)
3. Колебательность переходного процесса, которая представляет собой число колебаний
выходной величины около установившегося значения за время регулирования tp. Если р=(σ+jω)-корень характеристического уравнения системы, то колебательность
4. Степень затухания переходного процесса характеризует относительное уменьшение
последующей амплитуды по сравнению с предыдущей, выраженное в процентах:
При наличии в реальных возмущающих воздействиях периодических составляющих
качественные оценки, установленные для систем, подверженных ступенчатым воздействиям,
становятся недостаточными.
При гармонических возмущениях практикой установлен в качестве критерия качества
показатель колебательности М. Для определения этого показателя по уравнению амплитуднофазовой характеристики замкнутой системы Wзам(jω) находят амплитудно-частотную
характеристику А (ω) исходя из соотношения
Если построить график амплитудно-частотной характеристики, то показатель колебательности
М определится как отношение максимального значения амплитуды Аmах(ω) к значению амплитуды
А(0) при 0:
Чем больше значение М, тем более система склонна к колебаниям.
Опыт показал, что показатель колебательности М может быть использован и для анализа
качества систем при непериодических возмущениях. В частности, если М≤(1,3—1,5), то качество
переходного процесса удовлетворительно и при ступенчатых воздействиях.
Для того чтобы непосредственно оценить качество регулирования, необходимо построить
график переходного процесса.
118
Так как процесс автоматического регулирования в замкнутой системе при заданном
возмущающем воздействии описывается неоднородным (с правой частью) линейным
дифференциальным уравнением с постоянными коэффициентами, то, найдя решение этого
уравнения, можно построить график переходного процесса и определить его качество. Методы
определения качества путем непосредственного решения дифференциального уравнения системы
называются прямыми методами. Они самые точные, но весьма трудоемки. Поэтому в теории
автоматического регулирования наиболее распространены косвенные методы оценки качества.
Рассмотрим частотный метод оценки качества CAP.
Метод основан на том, что между переходным процессом и частотной характеристикой
замкнутой системы существует определенная связь.
Как известно, амплитудно-фазовую характеристику замкнутой системы можно представить в
виде суммы:
где Рзам(ω) —вещественная частотная характеристика (ВЧХ) замкнутой системы; Qзам(ω)—
мнимая частотная характеристика (МЧХ) замкнутой системы.
При скачкообразном изменении входной величины переходный процесс и ВЧХ замкнутой
системы связаны соотношением
Чтобы получить уравнение переходного процесса, необходимо в соотношение (12.114)
подставить аналитическое выражение Рзам(ω) и проинтегрировать. Учитывая сложность вычисления
такого интеграла, в практических расчетах применяют приближенные методы построения кривой
переходного процесса, основанные на аппроксимации вещественной частотной характеристики
отрезками горизонтальных и наклонных прямых. Наиболее распространен метод, при котором
вещественная частотная характеристика представляется в виде суммы нескольких трапеций.
Пусть замкнутая система имеет вещественную частотную характеристику, изображенную на
рис. 12.16,а.
Аналитически трапецеидальную вещественную частотную характеристику (рис. 12.16,г) можно
выразить так:
Это соотношение подставляется под знак интеграла соотношения (12.114), после чего находят
выражение для переходного процесса, определяемого этой трапецией. Повторив эту операцию для
других трапеций, можно получить соответствующие им выражения для переходных процессов.
Для удобства подобных вычислений составлены таблицы ординат переходных процессов для
типовых трапеций на основании выражения (12.114). Тогда, представив вещественную частотную
характеристику замкнутой системы в виде суммы трапеций, можно определить с помощью таблиц
ординаты соответствующих им переходных процессов, а просуммировав эти ординаты, получить
график переходноге процесса всей системы.
В частности, для ВЧХ, изображенной на рис. 12.16,а, аппроксимация трапециями и переходный
процесс показаны на рис. 12.16,б, в. По графику переходного процесса можно определить показатели
его качества.
119
§ 6. СВОЙСТВА ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
В нефтяной и газовой промышленности встречаются самые различные по назначению
конструкции и принципу действия объекты регулирования, например: газосборный коллектор,
сепаратор, теплообменник, газовая турбина, нефтяная скважина, групповая установка, емкость для
сбора нефти и т. д.
Однако, как уже указывалось, при построении системы автоматического регулирования
рассматривают не конкретные конструктивные особенности элементов и систем, а их статические и
динамические свойства. Это положение распространяется и на объекты регулирования. Принято
различать объекты с сосредоточенными и распределенными параметрами.
В объектах с сосредоточенны ми пар, а метрам и значение регулируемого параметра в
состоянии равновесия можно считать одинаковым во всех точках объекта. Например, установив на
газовом сепараторе манометр, можно утверждать, что давление и во всех других точках сепаратора
равно этой величине.
В переходном режиме значение регулируемого параметра в таких объектах зависит только от
времени, и поэтому их динамические свойства описываются обыкновенными дифференциальными
уравнениями.
В объектах с распределенными параметрами регулируемый параметр может принимать
различные значения в отдельных точках объекта. Обычно это характерно для объектов, имеющих
значительные геометрические размеры. Так, например, давление газа в различных точках
магистрального газопровода в состоянии равновесия неодинаково. В переходном режиме
регулируемый параметр в таких объектах изменяется как во времени, так и в пространстве (в нашем
примере—по длине газопровода), а их динамические свойства описываются диффернециальными
уравнениями в частных производных.
Объекты регулирования обладают способностью накапливать (аккумулировать) рабочую среду.
Это свойство объектов называется емкостью. Чем больше емкость объекта, тем больше его инерционность и тем меньше скорость изменения его регулируемого параметра. Например, при
регулировании уровня жидкости емкость объекта характеризуется объемом жидкости, при
регулировании температуры—теплосодержанием объекта, при регулировании давления газа—
массой газа в объекте.
Если переход рабочей среды из одного участка объекта в другой осуществляется свободно, то
такой объект называется одноемкостным. К таким объектам относятся, например, резервуары, в которых регулируется уровень жидкости.
Если переход рабочей среды из одного участка объекта в другой затруднителен, то такой объект
называется многоемкостным. Например, теплообменники, в которых тепло передается через перегородку между емкостями, относятся к многоемкостным объектам. Теоретически теплообменник
следует считать трехъемкостным объектом, так как перегородка также аккумулирует тепло и
является как бы третьей емкостью. Однако, вследствие небольшой толщины этой перегородки и ее
хорошей теплопроводности, этой емкостью пренебрегают и относят теплообменник к
двухъемкостным объектам.
Многие объекты регулирования обладают свойством самостоятельно, без участия регулятора
приводить к нулю несоответствие между притоком и расходом, а регулируемый параметр—к новому
установившемуся значению. Такое свойство объектов называется самовыравниваниём. Примером
объекта с самовыравниванием может служить резервуар, в который сверху поступает жидкость, а
снизу через отверстие она свободно вытекает.
При увеличении притока жидкости в резервуар в нем будут расти уровень и давление столба
жидкости, а следовательно, и расход ее из резервуара. При равенстве между расходом и притоком
уровень жидкости примет новое постоянное значение.
Объекты с самовыравниванием называют также устойчивыми или статическими.
Примером объекта без самовыравнивания может служить резервуар, из которого жидкость
откачивается насосом с постоянной производительностью.
При превышении притока жидкости над расходом уровень в таком объекте будет
неограниченно возрастать.
Объекты без самовыравнивания называют также нейтральными или астатическими.
120
Контрольные вопросы
1. Нарисуйте график переходной функции усилительного звена.
2. Чем отличаются уравнения и переходные функции усилительного и апериодического
звеньев?
3. Напишите уравнение реального дифференцирующего звена и найдите выражение для
амплитудно-фазовой Характеристики в виде суммы вещественной в мнимой частей.
4. Нарисуйте графики переходных функций звеньев II порядка и объясните их различие.
5. Напишите выражение передаточной функции для системы, представленной в виде
интегрирующего звена, охваченного отрицательной обратной связью.
6. Объясните понятие устойчивости CAP.
7. Сформулируйте критерий устойчивости Гурвица.
8. В чем заключается принципиальное различие критериев устойчивости Михайлова и Гурвииа?
9. Назовите показатели качества CAP.
10. В чем заключается частотный метод оценки качества CAP?
11. Что такое «самовыравнивание» объекта регулирования?
Глава 13
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРАХ
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ АВТОМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРОВ
Система автоматического регулирования (CAP) предназначена для поддержания регулируемого
параметра на заданном значении. Вернемся к функциональным схемам CAP прямого и непрямого
действия (см. гл. 11, § 5).
Основными элементами системы прямого действия (см. рис. 11.5) являются объект
регулирования ОР, чувствительный элемент ЧЭ, элемент сравнения ЭС и регулирующий орган РО, а
системы непрямого действия (см. рис. 11.6)—объект регулирования ОР, датчик Д, регулирующее РУ
и исполнительное ИУ устройства.
Таким образом, тип системы регулирования определяется типом регулятора. В связи с этим
принято различать регуляторы прямого и непрямого действия.
Поскольку большинство чувствительных элементов обладает маломощным выходным
сигналом, недостаточным для обеспечения необходимого перемещения регулирующего органа,
номенклатура промышленных регуляторов прямого действия весьма ограничена. Значительно
большее распространение получили регуляторы непрямого действия, в которых с целью обеспечения
необходимого перемещения регулирующего органа имеются исполнительные механизмы достаточной мощности. В зависимости от вида энергии, используемой в конструкциях регуляторов непрямого
действия, они подразделяются на электрические, пневматические и гидравлические.
Основные достоинства электрических регуляторов—возможность передачи электрического
сигнала на большие расстояния и простота энергоснабжения. Пневматическим и гидравлическим
системам свойственно существенное ограничение дальности передачи сигналов и необходимость
использования специальных источников питания.
Существенные достоинства пневматических регуляторов — взрыво-и пожаробезопасность, а
также высокие скорости и надежность исполнительных механизмов. Наиболее важное достоинство
гидравлических регуляторов — возможность получения больших мощностей исполнительных
механизмов в небольших габаритах.
Указанные достоинства регуляторов с различным родом используемой энергии привели к
созданию комбинированных регуляторов. Чаще всего используют электрогидравлические и
электропневматические регуляторы, в которых, как правило, датчики и регулирующие устройства
выполнены электрическими, а исполнительные механизмы — пневматическими или
гидравлическими.
В нефтяной и газовой промышленности, ввиду существенного требования пожаро- и
взрывобезопасности, а также необходимости больших перестановочных усилий исполнительных
механизмов, наиболее распространены пневматические регуляторы.
121
Объекты автоматического регулирования обладают самыми различными особенностями. В них
регулируются различного рода параметры, используются различные датчики. В связи с этим принято
различать специальные и универсальные регуляторы.
Специальные регуляторы предназначены для регулирования конкретного параметра в
определенных условиях. К ним можно отнести регуляторы прямого действия (см. §3 настоящей
главы), а также, например, регуляторы подачи долота (см. гл. 17, §3).
Наиболее распространены общепромышленные универсальные регуляторы, предназначенные
для автоматического регулирования различных технологических процессов.
Современные универсальные автоматические регуляторы непрямого действия построены по
агрегатному принципу, когда датчик, регулирующее и исполнительное устройства конструктивно
изготовляют раздельно с обязательным согласованием сопрягающих узлов. При таком построении
универсальные регуляторы одного типа (например, пневматические), в смысле их применения для
регулирования различных технологических параметров, отличаются друг от друга лишь типом
датчика, имеющего на выходе унифицированный сигнал. Конструкция последующих элементов
регулятора (регулирующего и исполнительного устройств) уже не зависит от рода измеряемого
параметра.
Задатчики таких регуляторов либо выполняют в виде самостоятельного устройства и
размещают в так называемом «вторичном» приборе, либо встраивают в регулирующее устройство.
С точки зрения теории автоматического регулирования регуляторы принято классифицировать
по их динамическим свойствам, в частности по закону регулирования. Под законом регулирования
понимается зависимость изменения выходной величины регулятора от входной (отклонения
регулируемого параметра).
При этом различают пропорциональные (П), интегральные (И), пропорционально-интегральные
(ПИ),
пропорционально-дифференциальные
(ПД)
и
пропорционально-интегральнодифференциальные (ПИД) регуляторы.
§ 2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РЕГУЛЯТОРОВ
Основными показателями качества общепромышленных автоматических регуляторов следует
считать показатели динамической точности и надежности реализации заданного закона
регулирования. Очевидно, что сконструировать регулятор, абсолютно точно реализующий заданный
закон, практически невозможно. Поэтому регуляторы, которые точно воспроизводят приводимые
ниже уравнения, называют идеальными. Реальные конструкции регуляторов описываются
уравнениями, которые в меньшей или большей степени отличаются от идеальных, что приводит к
некоторому изменению качества регулирования по сравнению с расчетным.
Пропорциональными (П) называют регуляторы, у которых выходная величина
пропорциональна отклонению текущего значения Хт регулируемого параметра от заданного Хз.
Коэффициент пропорциональности К. в этом выражении называется коэффициентом усиления
регулятора и является его настроечным параметром.
Введя обозначение Хвх=Хт—Хз, получим
В динамическом отношении П-регулятор
Передаточная функция регулятора имеет вид
представляет
собой
усилительное
звено.
Временная характеристика П-регулятора при скачкообразном отклонении текущего значения
регулируемого параметра от заданного Xвx=Ао показана на рис. 13.1,а.
Из выражения (13.2) следует, что каждому значению отклонения Хвх=Хт—Хз соответствует
определенное значение выходной величины регулятора, т. е. в системе с П-регулятором возможны
состояния равновесия при различных текущих значениях регулируемого параметра. П-регулятор не
устраняет отклонение, он лишь приводит систему к новому состоянию равновесия,
соответствующему новому значению регулируемого параметра. Преимущество такого регулятора
заключается в быстром восстановлении равновесия в системе. Тот факт, что это равновесие
наступает при новом значении регулируемого параметра, является недостатком П-регулятора.
122
Остаточное отклонение регулируемого параметра xт—хз называется статической ошибкой Прегулятора.
Согласно уравнению (13.2), при равенстве текущего и заданного значений регулируемого
параметра (Хвх=Хт—Хз=0) в состоянии равновесия выходная величина регулятора Хвых==0, т. е.
регулирующий орган занимает одно из своих крайних положений. Для того чтобы при Хт=Хз
регулирующий орган мог занимать промежуточное положение в пределах своего хода, в реальных
конструкциях регуляторов предусматривается введение дополнительной составляющей на выходе
регулятора Хвых.нач, причем так, чтобы при Хт==Хз соблюдалось условие Хвых=Хвых.нач.
Тогда уравнение П-регулятора имеет вид
Кроме того, в реальных регуляторах в результате некоторой инерционности характеристика
несколько отличается от идеальной (см. пунктир на рис. 13.1,а).
П-регуляторы часто называются статическими. Интегральными (И) называют регуляторы, у
которых выходная величина пропорциональна интегралу от отклонения регулируемого параметра:
Здесь К—коэффициент усиления; Т—постоянная времени регулятора, К и Т—параметры
настройки регулятора.
В динамическом отношении И-регулятор представляет собой интегрирующее звено.
Передаточная функция его имеет вид
Временная характеристика И-регулятора при скачкообразном отклонении регулируемого
параметра Хвх=Ао показана на рис. 13,1,6. Выражение (13.5) в дифференциальной форме имеет вид
Отсюда видно, что отклонению регулируемого параметра пропорционально не значение
выходной величины, а ее скорость. Поэтому одно и то же значение регулируемого параметра может
быть достигнуто при различных значениях выходной величины регулятора. Вследствие отсутствия
пропорциональной зависимости между входной и выходной величинами регулятора И-регуляторы
часто называют астатическими.
При отклонении текущего значения регулируемого параметра от заданного выходная величина
И-регулятора будет изменяться до тех пор, пока это отклонение не будет равно нулю, так как
регулирование осуществляется без статической ошибки. Это существенное преимущество.
Недостатки И-регуляторов обусловлены их динамическими свойствами. Они могут работать
только на объектах с большим самовыравниванием и малым запаздыванием. По этой причине такие
регуляторы как самостоятельные устройства практически не применяются и конструктивно
объединяются с П-регуляторами.
123
Пропорционально-интегральными (ПИ) называют регуляторы, у которых выходная величина
пропорциональна отклонению регулируемого параметра и интегралу от этого отклонения:
Б таком регуляторе коэффициент усиления К и постоянная времени Ти являются параметрами
его настройки.
В динамическом отношении ПИ-регуляторы эквивалентны усилительному и интегральному
звеньям, соединенным параллельно.
Передаточная функция ПИ-регулятора
Временная характеристика ПИ-регулятора при скачкообразном отклонении регулируемого
параметра Xвх=Ao показана на рис. 13.1,в. В таких регуляторах сочетаются лучшие свойства П- и Ирегуляторов. При скачкообразном отклонении текущего значения регулируемого параметра от
заданного ПИ-регулятор сначала под действием пропорциональной составляющей практически
мгновенно приводит систему к новому состоянию равновесия, соответствующему этому
отклонению, а затем под действием интегральной составляющей ликвидирует это отклонение.
Постоянная времени Ти определяет изменение выходной величины под действием
интегральной составляющей и численно равна времени удвоения, т. е. времени, в течение которого
изменение выходной величины, определяемое пропорциональной составляющей КАо, удваивается
под действием интегральной составляющей (см. рис. 13.1,в).
В реальных конструкциях ПИ-регуляторов используется сочетание жесткой отрицательной и
гибкой положительной обратных связей, которое называется изодромной обратной связью. Поэтому
ПИ-ре-гуляторы часто называют изодромными, а их настроечный параметр Ти — временем
изодрома.
При увеличении параметра настройки Ти регулятор по закону регулирования будет
приближаться к П-регулятору. Если при настройке регулятора установить очень малые значения К и
Ти, но так, чтобы их отношение К/Ти имело существенное значение, то получим И-регулятор.
Характеристика реальных ПИ-регуляторов показана на рис. 13.1,в пунктиром.
Пропорционально-дифференциальными (ПД) называют регуляторы, у которых выходная
величина пропорциональна отклонению регулируемого параметра и скорости этого отклонения:
Коэффициент усиления К и постоянная времени Тд в этом выражении являются параметрами
настройки регулятора.
В динамическом отношении ПД-регуляторы эквивалентны усилительному и идеальному
дифференцирующему звеньям, соединенным параллельно.
Передаточная функция ПД-регулятора
Временная характеристика ПД-регулятора при скачкообразном отклонении регулируемого
параметра Хвх==Ао показана на рис. 13.1,г.
Выходная величина такого регулятора под действием дифференциальной составляющей
мгновенно возрастает до бесконечно большой величины и также мгновенно падает до значения,
определяемого пропорциональной составляющей. Естественно, что в реальных регуляторах
невозможны мгновенные процессы и характеристика имеет вид, показанный на рис. 13(1,г
пунктиром.
Сочетание в ПД-регуляторе пропорционального воздействия и воздействия по производной
делает его менее инерционным по сравнению с П-регулятором. Объясняется это тем, что в момент
возникновения отклонения скорость этого отклонения проявляется более значительно, чем само
отклонение.
Использование в ПД-регуляторе воздействия по производной (скорости) отклонения означает
введение в закон регулирования предваряющего воздействия, поэтому ПД-регуляторы называют
пропорциональными регуляторами с предварением, а величину Тд— временем предварения.
124
Опережение выходного сигнала в ПД-регуляторе по сравнению с П-регулятором имеет
существенное положительное значение при регулировании параметров в объектах, обладающих
большим запаздыванием.
Недостаток ПД-регулятора—наличие, как и у П-регулятора, остаточной ошибки регулирования.
Пропорционально-интегрально-дифференциальными (ПИД) называют регуляторы, у которых
выходная величина пропорциональна отклонению регулируемого параметра, интегралу от этого
отклонения и скорости этого отклонения:
Параметрами настройки регулятора являются коэффициент усиления К, время изодрома Ти и
время предварения Тд.
В динамическом отношении ПИД-регуляторы эквивалентны усилительному, интегрирующему
и идеальному дифференцирующему звеньям, соединенным параллельно.
Передаточная функция ПИД-регулятора
Временная характеристика ПИД-регулятора при скачкообразном отклонении регулируемого
параметра Хвх=Ао показана на рис. 13.1Д Пунктиром показана характеристика реальных ПИД-регуляторов.
С помощью ПИД-регулятора можно осуществить любой закон регулирования.
При Тд==0 и бесконечно большом значении Ти получим П-регуля-тор. При Т=0, устанавливая
достаточно малые значения К. и Ти, но так, чтобы отношение К/Ти было существенным, получим Ирегулятор. При Т==0 и конечных значениях К и Ти будем иметь ПИ-регулятор, а при бесконечно
большом значении Ти и конечных значениях К. и Тд — ПД-регулятор.
§ 3. РЕГУЛЯТОРЫ ПРЯМОГО ДЕЙСТВИЯ
Как уже указывалось, регуляторы прямого действия конструктивно сочетают в себе
чувствительный элемент, элемент сравнения и регулирующий орган. Для перемещения
регулирующего органа не используются посторонние источники энергии.
Эти регуляторы предназначены для стабилизации какого-то определенного параметра. Их
преимущества — простота конструкции, надежность и невысокая стоимость.
Регулятор температуры типа РТПД предназначен для стабилизации температуры воды, масла и
других неагрессивных жидкостей и газов. Принципиальная схема его показана на рис. 13.2.
Регулятор построен на базе манометрического термометра, основными элементами которого
являются термобаллон1, капилляр 2 и сильфон 4, помещенный в кожухе 3. Примерно 2/3 объема
термобаллона и вся остальная термометрическая система заполнены рабочей низкокипящей
жидкостью.
Верхнюю часть термобаллона занимает насыщенный пар этой жидкости, давление которого
зависит от температуры. При погружении термобаллона в измеряемую среду в термосистеме
устанавливается давление насыщенного пара, пропорциональное температуре измеряемой среды.
Сильфон 4 выполняет роль элемента сравнения. Он сравнивает воздействие со стороны давления
жидкости, пропорционального текущей температуре, и воздействие со стороны пружины 5, которое
определяет заданное значение температуры. При превышении текущим значением температуры
заданного значения сильфон 4 сжимается и перемещает шток 6 вниз, вызывая уменьшение
проходного сечения регулирующего органа 8. При этом уменьшается количество нагревающего
продукта, поступающего в объект регулирования.
125
По закону регулирования этот регулятор относится к П-регуляторам. Его уравнение
где Хвх—изменение температуры; Хвых—перемещение регулирующего органа.
Коэффициент усиления К в этом регуляторе не меняется. На определенное заданное значение
температуры регулятор настраивается изменением предварительного натяжения пружины с
помощью гайки 7.
Регуляторы РТПД выпускают с различными диапазонами регулируемой температуры (40—
50°С; 45—55 °С и т. д. до 75—85°С). Ход регулирующего органа составляет 10 или 20 мм.
Соответственно коэффициент усиления регуляторов равен 1 или 2 мм/°С.
Регулятор давления прямого действия типа РД предназначен для стабилизации давления газа.
Принципиальная схема его показана на рис. 13.3.
Газ, отбираемый со стороны входа регулятора, поступает через редуктор 1 в полость над
мембраной 4, а газ, отбираемый со стороны выхода регулятора,—в полость под этой мембраной.
Последняя с помощью штока 5 связана с регулирующим органом 8, который перемещается вдоль
направляющего цилиндра 9. Заданное значение давления газа на выходе регулятора устанавливается
редуктором 1 по манометру 3.
С увеличением давления газа после регулятора давление под мембраной 4 также увеличится и
станет больше заданного. Мембрана прогнется вверх и переместит регулирующий орган 8
относительно его седла 7. Перемещение будет продолжаться до тех пор, пока давление на выходе
регулятора, а следовательно, и под мембраной не будет равно заданному. Таким образом, по закону
регулирования регулятор РД относится к И-регулятору. Контроль положения регулирующего органа
осуществляется с помощью указателя 2. Затвор регулирующего органа разгружен от действия
регулируемой среды благодаря отверстиям 10. Стакан 6 с отверстиями предназначен для
предварительного редуцирования входного потока газа. Диапазон настройки регулируемого
давления на выходе составляет 0,25—2,5 МПа.
Контрольные вопросы
1. Чем отличаются регуляторы прямого и непрямого действия?
2. Назовите преимущества и недостатки пропорционального (П) и интегрального (И)
регуляторов.
3. Напишите передаточную функцию изодромного ПИ-регулятора
4. Нарисуйте временные характеристики П- и ПД-регуляторов.
5. Перечислите настроечные параметры ПИД-регулятора.
6. Объясните принцип действия регулятора температуры типа РТПД.
7. Нарисуйте временную характеристику регулятора давления типа РД.
126
Глава 14
ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
§ 1. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПНЕВМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРОВ
В качестве источника энергии и носителя сигналов в пневматических регуляторах используют
сжатый воздух. Информация о текущем значении регулируемого параметра, сигнал задания,
командный сигнал к исполнительному механизму в современных пневматических регуляторах
передаются импульсами сжатого воздуха при давлении 0,02—0,1 МПа.
Обычно пневматический регулятор состоит из датчика, задатчика, регулирующего устройства и
исполнительного механизма.
Пневматические датчики предназначены для непрерывного преобразования текущего значения
регулируемого параметра в пневматический сигнал.
В качестве задатчика в пневматических регуляторах обычно применяют редукторыстабилизаторы давления «после себя». С помощью настроечной пружины редуктора можно
установить на выходе задатчика определенное давление в пределах 0,02—0,1 МПа.
Регулирующее устройство, как известно, формирует один из стандартных законов
регулирования и состоит из элемента сравнения и формирующего устройства. Элемент сравнения в
пневматических регуляторах выполняется в виде сборок мембран, а формирующее устройство—в
виде узла «сопло—заслонка» и усилителя, охваченного обратными связями.
Пневматический исполнительный механизм служит для преобразования командного
пневматического сигнала с выхода регулирующего устройства в перемещение регулирующего
органа. Наибольшее распространение получили мембранные исполнительные механизмы.
В качестве линии связи для передачи информации в пневматических регуляторах используют
металлические или пластмассовые трубопроводы. По ним сигнал в виде избыточного давления
сжатого воздуха, изменяющегося в пределах 0,02—0,1 МПа, передается от датчика и задатчика к
регулирующему устройству и от этого устройства — к исполнительному механизму. Подобные
линии связи — пневмопроводы—характеризуются существенно ограниченной скоростью передачи
сигналов. Однако для довольно инерционных технологических процессов нефтяной и газовой
промышленности эта скорость вполне достаточна. Протяженность пневматических линий связи заметно ограничена, обычно она не превышает 300 м.
Для пневматических регуляторов необходимо иметь особый источник питания—систему
подачи сжатого воздуха, осушенного и очищенного от пыли и масла, с хорошо стабилизированным
давлением рпит=0,14 МПа±10%. В большинстве случаев для этой цели приходится создавать
специальную систему воздухоснабжения, к качеству и надежности работы которой предъявляются
достаточно жесткие
требования.
Важная особенность пневматических регуляторов—высокий уровень их эксплуатационной
надежности. Они могут безотказно работать в тяжелых эксплуатационных условиях в течение
длительного времени. В их состав не входят элементы с существенно ограниченным сроком службы.
Для эксплуатации пневматических регуляторов не требуется высокой квалификации
обслуживающего персонала.
Задача унификации средств автоматики в рамках ГСП распространяется, естественно, и на
пневматические регуляторы. Основной пневматической ветви ГСП является унифицированная
система элементов промышленной пневмоавтоматики (УСЭППА).
§ 2. УНИФИЦИРОВАННАЯ СИСТЕМА ЭЛЕМЕНТОВ ПРОМЫШЛЕННОЙ
ПНЕВМОАВТОМАТИКИ (УСЭППА)
Система УСЭППА представляет собой набор отдельных конструктивных единиц-элементов,
каждый из которых может выполнять лишь простейшую функцию преобразования сигналов в общей
схеме всего устройства. В их числе постоянные и регулируемые пневмосо-противления,
пневмоемкости, пневмореле, пневмоусилители и другие аналоги электромеханических и
электронных устройств.
127
На практике применяют комплекс средств пневмоавтоматики, построенных на элементах
УСЭППА, получивших наименование системы «Старт». В состав ее входит несколько модификаций
пневматических регуляторов, реализующих различные законы регулирования, вторичные приборы, а
также приборы, реализующие простейшие вычислительные функции.
Принцип действия блоков системы «Старт» основан на компенсации усилий при малых
перемещениях подвижных элементов (мембран). Конструктивное выполнение регуляторов этой
системы в значительной мере определяется принятым для них элементным принципом построения.
Подобно тому как электрические элементы устанавливают на специальные платы (шасси),
оснащенные необходимыми монтажно-соединительными деталями (шинами, контактами, панелями,
клеммами и т. д.), пневмоэлементы УСЭППА также монтируют на платах, содержащих
коммуникационные каналы-пневмопроводы и монтажные детали. Платы-шасси приборов
изготовляются склеиванием трех пластин из органического стекла. На обеих сторонах одной из них,
средней, штамповкой или фрезерованием нанесены углубления, «рисунок» которых соответствует
нужной схеме соединения элементов УСЭППА и принятому их расположению. Склеивание этой
средней пластины с двумя другими и необходимые сквозные отверстия в них обеспечивают весь
набор герметичных коммуникаций между элементами.
Элементы УСЭППА соединяются с каналами в коммутационной плате с помощью специальных
«ножек», образующих монтажный цоколь элемента и в то же время осуществляющих подвод и отвод
воздуха к нему. При изображении элементов на схемах приняты следующие условные обозначения.
Рассмотрим основные элементы и узлы системы УСЭППА. Постоянный дроссель (рис. 14.1),
предназначенный для использования в качестве нерегулируемого пневмосопротивления, выполнен в
виде капилляра 3, помещенного в продольном канале винта 5. Последний ввинчен в корпус 2,
имеющий две присоединительные ножки 1.
Давление pi через одну из присоединительных ножек и просверленные отверстия в корпусе (на
схеме не показаны) поступает к капилляру, на наружной поверхности которого навита шерстяная
пряжа 4. Воздух проходит через пряжу и внутреннюю часть капилляра. При этом давление р2
воспринимается с другой стороны капилляра через вторую коммутационную ножку. Сопротивление,
создаваемое постоянным дросселем, определяется геометрическими размерами капилляра (обычно
диаметр—0,3 мм, длина 20 мм).
Переменный дроссель (рис. 14.2) предназначен для использования в качестве переменного
сопротивления в пневматических цепях. В корпусе 1 помещена втулка 2 с конусным отверстием,
вдоль оси которого расположена игла. 3. Последняя закреплена в жестком центре разделительной
мембраны 5 и пружиной 4 прижимается к лекальной пластине 6. При вращении настроечной головки
эта пластина, опирающаяся на винты 8, давит на иглу 3, заставляя ее перемещаться вдоль оси втулки
2. В результате перемещения иглы 3 зазор между нею и конусной втулкой изменяется, чем и
достигается настройка проводимости а дросселя в пределах 0—1. Переменный дроссель
присоединяется к пневматическим цепям через две коммутационные ножки, которые сообщаются с
двумя торцевыми сторонами конусной втулки через сверления в корпусе. Настроечная головка
дросселя снабжена равномерно оцифрованной шкалой с указателем 7.
128
Переменный дроссель имеет индивидуальную градуировку в единицах тех величин, изменение
которых осуществляется изменением проводимости дросселя (например, время изодрома,
коэффициет усиления и т. п.).
Пневмоемкости предназначены для создания инерционных звеньев в пневматических цепях.
Выпускают их с объемом рабочей камеры 40 и 50 см3.
Дроссельный сумматор (сумматор на сопротивлениях) предназначен для суммирования двух
пневматических сигналов (рис. 14.3). Уравнение этого сумматора легко можно получить из аналогии
пневматических цепей электрическим.
Для электрической цепи
где I—сила тока; g— проводимость; U—напряжение.
Для пневматической цепи при незначительных расходах воздуха
где Q—расход воздуха; α—проводимость дросселя; Δр—перепад давления на дросселе.
Для электрической разветвленной цепи в соответствии с законом Кирхгофа сумма токов,
направленных к узлу, равна сумме токов, направленных от узла.
Рассматривая точку А в качестве такого узла и, учитывая, что выходной сигнал рвых обычно
поступает в глухую камеру (по этой линии расход равен нулю, можно записать
129
менения входного сигнала
Он состоит из входной Б и выходной А камер, разделенных гибкой мембраной, жесткий центр
которой служит заслонкой сопла.
Повторитель действует по принципу компенсации сил. Входной пневматический сигнал
поступает в камеру Б и развивает на мембране усилие, направленное вниз. В камеру А через
постоянный дроссель, в комплекте с которым работает повторитель, непрерывно подается воздух по
линии питания. Часть воздуха из камеры А через зазор между заслонкой и соплом выпускается в
атмосферу. В камере А устанавливается давление, промежуточное между давлением рпит и
атмосферным. Это давление, которое является выходным сигналом элемента, развивает на мембране
усилие, направленное вверх.
Оба противоположно направленные на мембрану усилия непрерывно сравниваются. При
нарушении равновесия, например при увеличении рвх, мембрана прикроет сопло и уменьшит расход
воздуха в атмосферу. Давление в камере А(рвых) увеличится, и равновесие
восстановится.
Благодаря высокой чувствительности мембраны повторитель обладает высокой точностью
повторения сигнала, однако мощность этого элемента весьма ограничена.
Усилитель
мощности (рис. 14.5) предназначен для
повторения входного пневматического сигнала и усиления его
по мощности. Входное давление поступает в камеру Д
усилителя. Давление питания проходит в камеру А и через
постоянное сопротивление в камеру В. При отсутствии
входного сигнала воздух питания проходит из камеры В через
сопло 4 в камеру Г и далее через камеру Е и сопло 1 в
атмосферу.
При увеличении входного давления мембрана 2
закрывает сопло 1, а мембрана 3 закрывает сопло 4. Давление
в камере В повышается клапан 5 открывается, и давление в камере Б и на выходе увеличивается.
Одновременно под действием обратной связи увеличивается давление в камерах Г и Е. Сопла 1 и 3
приоткрываются, и воздух питания снова проходит через камеры В, Г и Е в атмосферу. Давление в
камере В уменьшается, и клапан закрывается. На выходе устанавливается давление рвых, равное
входному рвх. С уменьшением входного давления мембрана 2 открывает сопло 1, а мембрана .3
открывает сопло 1. Часть воздуха из выходной камеры Б проходит через сопло 1 в атмосферу, и
давление на выходе понижается. Используя дополнительный источник питания и управляющий клапан 5 большого проходного сечения, усилитель обеспечивает усиление выходного сигнала по
мощности (за счет увеличения расхода воздуха).
130
Элемент сравнения предназначен для алгебраического суммирования пневматических сигналов.
Изготавливают трехмембранный и пятимембранный (рис. 14.6) элементы сравнения.
В конструктивном отношении он представляет собой набор металлических шайб, разделенных
«вялыми» мембранами. Жесткие центры всех мембран соединены общим штоком, концы которого
служат заслонками, управляющими скоростью истечения воздуха через нижнее и верхнее сопла. Для
обеспечения подстройки элементов сопла выполняют регулируемыми по положению.
Схема включения, показанная на рис. 14.6,б, осуществляет алгебраическое суммирование трех
входных пневматических сигналов, которые поступают в камеры Д, Г и В элемента. Через верхнее
сопло подводится воздух питания, а нижнее сопло соединено с атмосферой. Давление в камерах А и
Е равно выходному сигналу, который подводится в камеру Б в качестве отрицательной обратной
связи. Если обозначить площадь большой мембраны через F, а малой мембраны — через f, то
условие равновесия усилий будет иметь вид
Задатчик (рис. 14.7) с постоянным дросселем предназначен для поддержания постоянного
(заданного) давления сжатого воздуха в глухих камерах регулирующих устройств. Он состоит из
шарикового клапана, образованного шариком 4 и седлом 3, пружины 5, винта 7, тарелки 6, входной и
выходной присоединительных ножек 2 и1. При подаче через одну из ножек воздуха питания в камеру
Л в ней устанавливается давление, соответствующее давлению, при котором сжимается пружина.
Избыток сжатого воздуха через шариковый клапан и камеру Б выпускается в атмосферу. Изменяя
степень сжатия пружины при помощи винта, можно получить различные значения давления воздуха
на выходе задатчика.
Инерционное звено образуется при совместном включении переменного дросселя и
пневмоемкости (рис. 14.8).
При небольших расходах воздуха через переменный дроссель с проводимостью а справедливо
соотношение
Дифференцируя по
пневмоемкости, имеем
времени
известное
уравнение
Менделеева
—
Клапейрона
для
где V—объем пневмоемкости; R—универсальная газовая постоянная; θ— абсолютная температура
воздуха. Подставив (14.10) в (14.11), получим
131
где T=V/Rθα—постоянная времени звена, которую можно изменять путем изменения проводимости
переменного дросселя.
Интегрирующее звено образуется при совместном включении элемента сравнения I и
инерционного звена II (рис. 14.9). При этом выходной сигнал звена заводится в камеру Д элемента
сравнения I. Выходной сигнал этого элемента равен алгебраической сумме его входных сигналов:
Он же является входным сигналом инерционного звена, для которого справедливо соотношение
Величину Т — постоянную времени — можно изменять путем изменения проводимости а
переменного дросселя инерционного звена.
Реле переключения (рис. 14.10) применяют для коммутации пневматических каналов
автоматических регуляторов при переходе с автоматического регулирования на ручное.
Реле состоит из трех камер, разделенных мембранами, жесткие центры которых являются
заслонками сопел C1 и С2. В камеру Л подается командный сигнал, камера В соединяется с
атмосферой, а камера Б является выходной.
При рк==0 мембранный блок под действием пружины занимает нижнее положение, открывая
сопло С2 и закрывая сопло C1. При этом на выход проходит входной сигнал рвх2. При подаче
командного сигнала рк=1 открывается сопло C1 и закрывается сопло С2. На выход проходит входной
сигнал рвх2.
§ 3. ОСНОВНЫЕ РЕГУЛИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
И ВТОРИЧНЫЕ ПРИБОРЫ СИСТЕМЫ СТАРТ
Регулирующие устройства системы СТАРТ построены на базе рассмотренных выше
элементов и узлов системы УСЭППА.
Пропорциональное
регулирующее устройство с линейными статическими
характеристиками типа ПР 2.8 (рис. 14.11)
состоит из пятимембранного элемента сравнения I, задатчика II, усилителя мощности III и реле
переключения IV.
Сигнал Хт, пропорциональный текущему значению регулируемого параметра, поступает в
камеру Д элемента I, а сигнал Хз, пропорциональный заданному значению,—в камеру Г. Усилия,
132
создаваемые этими сигналами на мембраны элемента сравнения, уравновешиваются силами,
развиваемыми действиями сигнала в линии обратной связи и опорного сигнала Хо.
Степень воздействия обратной связи определяется настройкой регулируемых сопротивлений.
Линейность статических характеристик достигается за счет введения двух сумматоров в прямой
канал и в линию обратной связи.
Обозначим постоянные сопротивления в обоих сумматорах через α, а переменные—через β и γ
(рис. 14.11).
Рассмотрим случай, когда γ=0.
Условие равновесия элемента сравнения будет иметь вид
133
Коэффициент усиления К можно изменять с помощью переменных сопротивлений β и γ в
пределах 0,033—50.
Для настройки коэффициента усиления в пределах 0,033—1 необходимо закрыть
сопротивление γ и менять степень открытия сопротивления β, а для настройки в пределах 1—50
необходимо закрыть сопротивление β и менять степень открытия сопротивления γ.
Выходной сигнал элемента сравнения I поступает через усилигель мощности III на реле
переключения IV, которое служит для отключения регулятора при переходе на ручное управление.
Пропорционально-интегральное регулирующее устройство с линейными статическими
характеристиками типа ПР (рис. 14.12) состоит из пятимембранного I и трехмембранного IV
элементов сравнения, сумматоров на сопротивлениях II и III, усилителя мощности V, повторителя
VI, двух реле переключения VII и VIII.
Сигнал xт, пропорциональный текущему значению регулируемого параметра, поступает в
камеру В, а сигнал Хз, пропорциональный его заданному значению,—в камеру Б элемента сравнения
I. Выходной сигнал p1 элемента сравнения I поступает через выключающее реле VII на вход
134
инерционного звена (сопротивление λ, емкость V) и одновременно на вход сумматора II. Выходной
сигнал инерционного звена хи заводится на элемент сравнения I (камера Д) в качестве
положительной обратной связи. На вход сумматора на сопротивлениях II, кроме сигнала p1,
поступает сигнал хи, а на вход сумматора III—сигналы хи и хвых.
Схема построена так, что работает либо сумматор II (при γ=1, αIII=0), либо сумматор III (при
β=1, αII=0).
Найдем уравнение устройства при полностью открытом сопротивлении γ(γ=1, αIII=0).
135
Настройка коэффициента усиления К регулирующего устройства осуществляется в пределах
0,033—50 с помощью переменных сопротивлений β и γ сумматоров II и III.
Для настройки коэффициента усиления К в пределах 0,033—1 необходимо полностью открыть
сопротивление γ(γ=l) и изменить степень открытия сопротивления β, а при настройке К в пределах
1—50 необходимо полностью открыть сопротивление β(β=1) и изменить степень» открытия
сопротивления γ.
Время изодрома Ти можно изменять от 0,05 до 100 мин с
помощью сопротивления γ.
Реле VII и VIII служат для перехода с автоматического регулирования на ручное. При подаче командного импульса рк=1 выход
элемента I отключается от входа инерционного звена (γ, V). Тем
самым
регулирующее
устройство
отключается,
а
линия
исполнительного механизма соединяется с камерой Д1 положительной обратной связи. Такое включение предохраняет линию
исполнительного механизма от скачка давления при переходе с
ручного
регулирования
на
автоматическое.
Постоянное
сопротивление Дv служит для гашения автоколебаний, возникающих
при работе регулирующего устройства.
Пневматические
вторичные приборы системы СТАРТ
предназначены для измерения стандартных пневматических сигналов
в диапазоне 0,02—0,1 МПа в системах автоматического контроля и регулирования.
На рис. 4.6 (см. гл. 4, § 4) была показана принципиальная схема измерительного устройства
приборов с ленточной диаграммой серии ПВ этой системы (ПВ4, 2Э, ПВ4.3Э). Прибор ПВ 10.1Э,
применяемый в системах автоматического регулирования, имеет три таких измерительных
устройства. Он осуществляет показание и запись текущего значения регулируемого параметра;
показание его заданного значения и давление в линии исполнительного механизма. В прибор
встроена станция управления, обеспечивающая возможность трехрежимного ведения процесса:
ручного управления, автоматического регулирования и автоматического программного
регулирования. Станция управления включает задатчик и переключатель, собранные на элементах
УСЭППА, а также кнопочный пульт, выведенный на внешнюю панель прибора (рис. 14.13).
На пульте имеются пять кнопок и ручка задатчика РЗ. Кнопка Р соответствует ручному
управлению, кнопка А — автоматическому регулированию, а кнопка АП—автоматическому
программному регулированию. Кнопки Вкл. и Откл. предназначены для управления включением
регулятора.
Во время ручного управления нажимаются кнопки Р и Откл. регулятора. В этом случае
регулятор отключается, а сигнал с выхода задатчика поступает на исполнительный механизм,
который перемещается при повороте ручки задатчика РЗ.
При автоматическом регулировании нажимаются кнопки А и Вкл. регулятора. В этом случае
сигнал с выхода задатчика поступает на вход регулятора.
При автоматическом программном регулировании нажимаются кнопки АП и Вкл. В этом
случае задатчик прибора ПВ10.1Э отключается и задание регулятору поступает от специального
программного задатчика. Переход с одного режима на другой осуществляется при промежуточных
положениях переключателя с помощью тех же кнопок.
Контрольные вопросы
1. Перечислите основные элементы пневматического регулятора непрямого действия.
2. Выведите уравнение дроссельного сумматора.
3. Объясните принцип действия усилителя мощности.
4. Выведите уравнение инерционного звена.
5. Выведите уравнение интегрирующего звена.
6. Объясните назначение основных блоков регулирующего устройства ПР2.8 и способ
настройки его коэффициента усиления.
7. Объясните способ настройки коэффициента усиления и времени изодрома регулирующего
устройства ПР3.31.
8. Перечислите функциональные возможности вторичного прибора ПВ10.1Э.
136
Глава 15
ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
§ 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И КЛАССИФИКАЦИЯ
ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Как уже указывалось, исполнительное устройство предназначено для реализации сигнала
управления, вырабатываемого регулирующим устройством автоматического регулятора.
Воздействие на процесс осуществляется изменением расхода проходящей через
исполнительное устройство среды таким образом, чтобы это воздействие вызвало изменение
регулируемого параметра в нужном направлении.
Исполнительное устройство, широко применяемое в газовой промышленности, показано на рис.
15.1,а. Оно состоит из двух основных частей: исполнительного механизма и регулирующего органа.
Перестановочное усилие в одном направлении создается давлением сжатого воздуха на
эластичную мембрану 1 в рабочей полости исполнительного механизма, а в противоположном — за
счет усилия упругости пружины 3. Опорный диск 2, к которому жестко прикреплен шток 4,
расположен на верхнем торце пружины. Нижним торцом пружина опирается на шайбу 5, которая
поджата резьбовой втулкой 6. Последняя может перемещаться по резьбе в кронштейне 9. Шток
исполнительного механизма соединен со штоком 12 регулирующего органа при помощи
соединительной гайки 7, снабженной указателем. На кронштейне прикреплена шкала 8 исполнительного устройства. В корпус 13 регулирующего органа ввинчены два седла 15, образующие вместе с
затвором 14 проходное сечение для регулируемой среды. Уплотнение штока 12 регулирующего
органа осуществляется при помощи сальника 11, выполненного из шевронных фторопластовых
колец, опирающихся на пружину. В процессе эксплуатации сальник может быть подтянут гайками
10. Конструкция и размеры сальниковой камеры позволяют заменить набивку из фторопластовых
колец асбестовой. При этом вместо пружины в сальниковой камере устанавливают промежуточный
фонарь, а в резьбовое отверстие сальниковой камеры вместо пробки помещают лубрикатор для
подачи смазки.
Под действием давления сжатого воздуха
мембрана 1, преодолевая противодействие
пружины 3, перемещает шток 4 исполнительного
механизма, шток 12 регулирующего органа и
затвор 14. Последний, перемещаясь относительно
неподвижных седел 15, изменяет проходное
сечение регулирующего органа, а следовательно, и
расход проходящей через него среды.
Технологическая обвязка исполнительного
устройства 1 при его установке на трубопроводе
(рис. 15.1,6) предусматривает запорные задвижки
3 и 4, а также регулирующий вентиль 2 на
обводной линии. Такая схема позволяет
осуществлять ремонт или замену исполнительного
устройства при направлении потока через
обводную линию.
Исполнительные
устройства
принято
классифицировать по различным признакам. В
зависимости от вида используемой энергии
исполнительные устройства подразделяются на
пневматические, электрические и гидравлические.
По условному давлению исполнительные
устройства делятся на группы: низких давлений
(до 1,6 МПа); средних давлений (до 16,0 МПа);
высоких давлений (до 150 МПа).
В
зависимости
от
конструкции
137
регулирующего органа различают исполнительные устройства: односедельные, двухседельные,
трехходовые, шланговые, диафрагмовые, шаровые, заслоночные и клеточные.
В зависимости от материала основных деталей регулирующего органа выпускают
исполнительные устройства: чугунные, стальные (из углеродистой стали), нержавеющие (из
нержавеющей стали) и специальные.
В зависимости от расположения входного и выходного патрубков исполнительные устройства
могут быть проходными и угловыми.
По виду действия исполнительные механизмы подразделяются на нормально открытые (НО), в
которых при прекращении подвода энергии, создающей перестановочное усилие, проходное сечение
полностью открывается, и нормально закрытые (НЗ), в которых при прекращении подвода энергии,
создающей перестановочное усилие, проходное сечение полностью закрывается.
По защищенности от воздействия окружающей среды исполнительные устройства
изготавливают в обыкновенном и взрывозащищенном исполнении.
§ 2. РЕГУЛИРУЮЩИЕ ОРГАНЫ
Регулирующим органом называется звено исполнительного устройства, представляющее собой
переменное гидравлическое сопротивление, которое воздействует на расход среды, изменяя свое
проходное сечение.
На рис. 15.2 показаны схемы регулирующих органов промышленных исполнительных
устройств.
В двухседельных регулирующих органах (рис. 15.2,а) корпус имеет два седла, а затвор,
проходящий через эти седла, имеет два утолщения с дросселирующими и запирающими
поверхностями. Перемещение затвора относительно седел изменяет площадь прохода среды.
Основным преимуществом двухседельного регулирующего органа является возможность разгрузки
затвора от одностороннего действия силы, создаваемой статическим давлением среды. В большинстве случаев на затворах двухседельных регулирующих органов кроме дросселирующих
имеются запирающие поверхности, и поэтому с целью обеспечения возможности сборки и разборки
регулирующего органа диаметр прохода верхнего седла делают большим, чем диаметр прохода
нижнего седла, для того чтобы через него прошло нижнее утолщение затвора. Разные размеры
проходов седел создают неуравновешенность сил гидростатического давления среды на затвор, но
эта неуравновешенность невелика, так как невелика разность диаметров верхнего и нижнего седел.
Двухседельные регулирующие органы всегда проектируются таким образом, чтобы изменение
их исполнения с нормально открытого (НО) на нормально закрытое (НЗ) осуществлялось лишь перемонтированием относительного расположения затвора и седел при сохранении всех деталей.
Односедельные регулирующие органы (рис. 15.2,6) могут быть проходными и угловыми. В
проходных направление потока среды при входе и выходе не изменяется, а в угловых — при выходе
изменяется на 90° по отношению к направлению на входе.
138
Одностороннее действие статического давления среды создает необходимость применения
исполнительных механизмов большой мощности. При движении со стороны, противоположной
расположению штока, т. е. «под затвор», она отнимает затвор от седла. Исполнительный механизм
должен создать перестановочное усилие, способное преодолеть силу давления среды на затвор. Это
усилие зависит от перепада давления на затворе и площади прохода в седле.
При движении среды со стороны расположения штока, т. е. «на затвор», давление среды
способствует закрытию затвора, прижимая его к седлу. В этом случае при определении силы,
действующей на затвор, необходимо кроме статического давления среды учитывать «затягивание»
затвора. Последнее объясняется тем, что под затвором образуется вакуумная полость, размеры
которой в связи с турбулентностью потока изменяются. Поэтому при неизменном положении затвора
его «затягивает» в проход седла с переменной силой.
Односедельные регулирующие органы применяют лишь в случаях, когда невозможно
применение разгруженных двухседельных регулирующих органов: при незначительных условных
проходах трубопроводов, при регулировании потоков вязких жидкостей и неоднородных сред
(взвесей, пульп и т. п.), а также в случаях, когда необходимо полностью перекрыть поток при
закрытии регулирующего органа.
Возможность обеспечения герметичности закрытия прохода является важным преимуществом
односедельных регулирующих органов.
Трехходовые регулирующие органы (рис. 15.2,в) можно применять для непрерывного или
двухпозиционного регулирования. Для непрерывного регулирования применяют два вида
конструкций: разделительные и смесительные. Первые предназначены для разделения потока в
изменяющихся соотношениях между двумя линиями (А=В+С), как это показано на рис. 15.2,б,
вторые применяют в случаях, когда необходимо смешение двух потоков с переменным соотношением в один (В+С=А). При этом в отличие от конструкции, показанной на рис. 15.2,в
меняются направление потока С и конфигурация внутренних перегородок корпуса.
Для двухпозиционного регулирования их используют в том случае, когда поток попеременно
направляется то в одном, то в другом направлении или когда два потока поочередно двигаются в
одном направлении.
В трехходовых регулирующих органах направление потока осуществляется таким образом,
чтобы исключить явление «затягивания» затвора в проходы седел. Конструкция органа выбирается
такой, чтобы давление среды отжимало каждую из двух дросселирующих частей затвора от
соответствующего седла (рис. 15.2,в).
Регулирующие заслонки (рис. 15.2,г) изменяют пропускную способность при повороте диска
под действием исполнительного механизма. Они имеют ряд преимуществ по сравнению с вышерассмотренными регулирующими органами.
В регулирующих заслонках нет зон, в которых могут скапливаться механические частицы и
грязь. Поток регулируемой среды значительно меняет свое направление при проходе через заслонку,
поэтому сопряженные дросселирующие поверхности изнашиваются меньше, чем в регулирующих
клапанах. Кроме того, заслонки имеют сравнительно несложную конструкцию, небольшие габариты,
массу и стоимость.
Основные недостатки регулирующих заслонок — трудность обеспечения плотного перекрытия
регулируемого потока; наличие значительных неразгруженных усилий, действующих на диск
заслонки.
Неразгруженность диска заслонки объясняется следующими обстоятельствами. При проходе
среды (рис. 15.2,г) давление на обе половины диска уравновешено только в момент полного
перекрытия потока. При промежуточных положениях диск разделяет поток на две неравные части:
большая часть потока проходит сверху, а меньшая — снизу. В результате на заслонку будет
действовать крутящий момент, стремящийся ее закрыть. При переходе диска в диапазон угла
поворота 60—90°, вследствие неравномерного распределения скорости сверху и снизу заслонки,
крутящий момент достигает максимума в зоне 65—75°, а затем резко падает до нуля в момент
полного открытия.
До недавнего времени регулирующие заслонки находили весьма ограниченное применение.
Однако с увеличением условных диаметров трубопроводов применение их следует признать
перспективным.
139
Диафрагмовые регулирующие органы (рис. 15.2,д) применяют, как правило, для регулирования
потоков агрессивных сред. В них затвор делают в виде упругого элемента — мембраны, которая,
перемещаясь под действием исполнительного механизма относительно седла, изменяет площадь
прохода среды. Одновременно диафрагма является разделительной перегородкой, отделяющей все
подвижные металлические детали от соприкосновения со средой. При этом диафрагму изготовляют
из кислотостойкого материала, а на внутреннюю поверхность чугунного корпуса регулирующего органа наносят кислотостойкое покрытие.
Основные преимущества дифрагмовых регулирующих органов — возможность применения
дешевых антикоррозионных материалов вместо дорогостоящих нержавеющих сталей, а также
отсутствие сальника; недостатки—неразгруженность затвора и ограничения величины давления и
температуры регулируемых сред.
В шланговых регулирующих органах (рис. 15.2,е) регулируемая среда проходит.через
эластичный патрубок (шланг). Затвор представляет собой два валика, между которыми расположен
шланг. Валики сближаются или расходятся в плоскости, перпендикулярной к оси прохода корпуса.
При движении вниз верхнего валика, управляемого штоком регулирующего органа, нижний валик
перемещается вверх; при движении верхнего валика вверх нижний валик перемещается в обратном
направлении. Передача усилия с верхнего валика на нижний осуществляется с помощью цепной или
рычажной передачи.
Шланговые регулирующие органы обладают рядом преимуществ: ввиду прямоточной
конструкции исключается застой продукта; дроссельная часть герметично перекрыта и отделена от
штока привода, что позволяет обойтись без уплотнения штока; обеспечивается надежное перекрытие
трубопровода; возможна быстрая и удобная замена эластичного патрубка при выходе его из строя.
Основные недостатки шланговых регулирующих органов — невысокая температура
регулируемых сред (до 80 °С) и небольшое рабочее давление (до 1 МПа); значительная
неуравновешенность затвора; сравнительно небольшой срок службы эластичного патрубка.
Шланговые регулирующие органы могут регулировать потоки самых разнообразных сред. В
зависимости от среды их эластичные патрубки изготовляют из бензостойких, маслобензиностойких,
химически стойких эрозионных материалов. Применение таких материалов вместо дорогостоящих
нержавеющих сталей дает большой экономический эффект.
Шаровые регулирующие органы (рис. 15.2,ж) оборудованы затвором поворотного типа,
выполненным в виде сферы с цилиндрическим отверстием. При повороте вала привода сфера
поворачивается, изменяя сечение прохода. Они конструктивно несложные, надежные в
эксплуатации, дешевые, легкие и герметичные в широком диапазоне регулируемых сред, условных
проходов и рабочих давлений. Седла шаровых регулирующих органов изготовляют обычно из
эластичного материала (фторопласта, резины, нейлона и т. п.).
Благодаря прямоточной конструкции эти регулирующие органы особенно эффективны при
регулировании потоков высоковязких сред, пульп с абразивными частицами и т. п.
Шаровые регулирующие органы могут быть как полнопроходными, так и суженными.
Полнопроходные имеют диаметр прохода в шаре, равный диаметру прохода присоединительных
концов, а суженные—приблизительно на 20% меньше. В некоторых конструкциях выходной
патрубок выполняется по форме расширяющейся части сопла Вентури.
В результате незначительного гидравлического сопротивления шаровые регулирующие
клапаны монтируют, как правило, на трубопроводах с меньшим условным проходным диаметром,
используя для этой цели конусные переходы.
Клеточные регулирующие органы (рис. 15.2) получают в настоящее время все большее
распространение. Свое название они получили по характерной для них детали-клетке, внутри
которой перемещается затвор. Клетка зажимается между седлом и верхней крышкой корпуса. Шток
регулирующего органа жестко связан с затвором. Применяют два варианта конструкции этого
устройства. В одном из них профилированные отверстия делают в клетке, а затвор имеет вид
обычного поршня (как показано на рис. 15.2,з). В другом варианте на затворе делаются
профилированные отверстия, а на клетке — цилиндрические или прямоугольные отверстия.
При перемещении затвора относительно клетки меняется проходное сечение регулирующего
органа. Благодаря каналам давления среды под затвором и над ним равны и, следовательно, затвор
уравновешен.
140
Отличительная особенность
клеточных регулирующих органов — отсутствие резьбовых
соединений внутри корпуса, что позволяет их ремонтировать без демонтажа корпуса регулирующего
органа с трубопровода. Хорошая ремонтопригодность дает при эксплуатации значительную
экономию средств.
Клеточные регулирующие органы могут быть как проходными, так и угловыми.
§ 3. ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ
Исполнительные механизмы предназначены для управления регулирующими органами в
соответствии с выходным сигналом регулирующего устройства.
В зависимости от вида энергии, используемой для создания перестановочного усилия,
исполнительные механизмы подразделены на пневматические, электрические и гидравлические.
Основные преимущества электрических исполнительных механизмов — большие
перестановочные усилия, значительная (практически любая) длина хода штока. Недостатки —
относительно большая масса; сложность наладки, обслуживания и ремонта; высокая стоимость;
необходимость взрывозащищенного исполнения. Последнее обстоятельство значительно
ограничивает область применения электрических исполнительных механизмов.
Преимущества пневматических исполнительных механизмов — простота конструкции, низкая
стоимость, пожаро- и взрывобезопасность. Недостатки — ограниченность расстояния между
исполнительным механизмом и регулирующим устройством, а также необходимость создания
системы снабжения сжатым воздухом.
Основное преимущество гидравлических исполнительных механизмов — большие
перестановочные усилия; недостатки — необходимость создания специальной гидравлической
системы питания и сложность обслуживания.
В связи с этими обстоятельствами в нефтяной и газовой промышленности применяют в основном пневматические исполнительные
механизмы, которые и рассмотрим в дальнейшем.
Пневматические исполнительные механизмы классифицируют по
различным признакам.
В
зависимости
от
вида
чувствительного
элемента,
воспринимающего энергию сжатого воздуха и преобразующего ее в
перестановочное усилие на выходном элементе, различают мембранные, сильфонные и лопастные исполнительные механизмы.
В зависимости от характера движения выходного элемента
существуют прямоходные и поворотные исполнительные механизмы.
Конструкция и принцип действия мембраннно-пружинного исполнительного механизма были рассмотрены в §1 настоящей главы
(см. рис. 15.1,а). Следует отметить, что подвижная система в такой
конструкции подвержена значительному влиянию внешних сил.
Поэтому для улучшения статических и динамических свойств пневматических механизмов широко
применяют специальные устройства, которые называют позиционерами.
Основная роль позиционера—обеспечение пропорциональной зависимости между входным
(изменение давления сжатого воздуха) и выходным (перемещение штока) сигналами
исполнительного механизма.
На рис. 15.3 показана схема позиционера типа ПР. Чувствительный элемент его—мембранная
сборка двух мембран с различной эффективной площадью. Так как эффективная площадь нижней
мембраны 5 больше эффективной площади верхней мембраны 4, то поступающее в мембранную
полость давление с выхода регулирующего устройства создает усилие, направленное вниз. Это
усилие
уравновешивается усилием пружины 6 обратной связи. Позиционер крепится к
исполнительному механизму таким образом, что опорный диск последнего непосредственно
перемещает шток 5. Пружина обратной связи одним концом упирается в гайку 7, а другим—в мембранную сборку. С другой стороны к штоку 3 мембранной сборки с помощью пружины 1
прижимается золотник 2 (шарик). Перемещением гайки 7 относительно штока 8 осуществляется
141
предварительный натяг пружины обратной связи с целью обеспечения начала работы позиционера
при минимальном давлении на входе в камеру А.
Работа позиционера совместно с исполнительным механизмом сводится к следующему. При
увеличении давления в камере А сборка мембран прогибается вниз, преодолевая упругость пружин 6.
При этом шарик 2 также опускается, закрывая отверстие между камерами В и 5 (последняя
соединена с атмосферой). Сжатый воздух из линии питания начинает поступать в рабочую полость
исполнительного механизма, что вызовет перемещение опорного диска исполнительного механизма.
В этом случае шток 8 переместится вверх и сожмет пружину 6 обратной связи. В момент, когда эта
пружина уравновесит усилие со стороны сборки мембран, нарастание давления в камере Вив рабочей
полости исполнительного механизма прекратится. Система придет в состояние равновесия при
новом положении мембраны исполнительного механизма (а следовательно, и его штока),
пропорциональном приращению давления на выходе регулирующего устройства РУ.
Таким образом, позиционер представляет собой пневматический усилитель с обратной связью
по положению выходного штока исполнительного механизма. Длина необходимого хода штока
настраивается перемещением гайки 7 относительно пружины обратной связи 6, что приводит к
изменению числа рабочих витков.
Применение позиционера уменьшает гистерезис исполнительного механизма, увеличивает его
перестановочное усилие (за счет использования увеличенного давления питания позиционера). При
настройке автоматического регулятора на небольшое значение коэффициента усиления в случае
небольшого отклонения текущего значения регулирующего параметра от заданного приращение
давления воздуха в рабочей полости исполнительного механизма будет также незначительным. В
этих условиях для обеспечения пропорционального перемещения регулирующего органа необходимо
применять позиционер.
Современные позиционеры выпускают в двух исполнениях— блочном и встроенном
непосредственно в исполнительный механизм.
На поршневых пневматических исполнительных механизмах устанавливают так называемые
реверсивные позиционеры, которые направляют сжатый воздух питания либо в одну, либо в другую
полость поршневого привода в зависимости от знака изменения регулируемого параметра.
В связи с перспективой развития электрических систем управления на базе ЭВМ, а также
ограниченностью области применения электрических исполнительных механизмов, представляют
интерес смешанные системы. Одним из возможных вариантов реализации такой системы может быть
сочетание электрического устройства управления, пневматического исполнительного механизма и
электропневматического позиционера.
Пневматические исполнительные механизмы часто оснащены ручными дублерами,
предназначенными для ручного механического перемещения затвора регулируемого органа при
аварийном отключении сжатого воздуха.
На рис. 15.4 показана схема поршневого поворотного пневматического исполнительного
механизма с реверсивным позиционером. Поршневой привод состоит из цилиндра 1, поршня 2 и
штока 3 и преобразует энергию сжатого воздуха в поступательное перемещение штока.
142
Передаточный механизм, включающий щеки 4 и поводок 5, преобразует поступательное
перемещение штока 3 в поворотное перемещение поводка 5, а, следовательно, и оси О2, на которой
закреплена заслонка 6. Основные элементы позиционера — кулачок 7, шток 8, пружина обратной
связи 9, мембранная сборка 10 и золотник 11.
Схема работает следующим образом. При увеличении давления сжатого воздуха, поступающего
от регулирующего устройства (РУ), сборка двух мембран 10 ввиду их различной эффективной
площади перемещается влево. Золотник 11 пропускает воздух питания в нижнюю полость,
соединенную с атмосферой. Поршень 2 поднимается, перемещая вверх шток 3, который, в свою
очередь, поворачивает с помощью щек 4 поводок 5 по часовой стрелке. Заслонка 6 закрывается. При
повороте поводка 5 кулачок 7 толкает шток 8 позиционера. Пружина обратной связи 9 сжимается,
перемешая сборку
мембран 10, а следовательно, и золотник 11 вправо. Последний перекрывает каналы,
соединяющие позиционер с цилиндром привода.
При уменьшении давления сжатого воздуха от регулирующего устройства золотник 11
направляет воздух питания в верхнюю полость цилиндра привода, соединяя нижнюю полость с
атмосферой. Перемещение поршня 2 вниз вызывает закрытие заслонки.
Установка кулачка 7 позиционера на поводке 5 передаточного механизма обеспечивает
пропорциональную зависимость между приращением входного пневматического сигнала (от РУ) и
углом поворота регулирующего органа (в нашем примере—заслонки).
Поршневые поворотные исполнительные механизмы предназначены для работы с шаровыми и
заслоночными регулирующими органами. Учитывая условия работы этих регулирующих органов на
потоке регулируемой среды, конструкцией рассмотренного исполнительного механизма
предусмотрено создание переменного крутящего момента, зависящего от угла поворота выходного
элемента (поводка 5).
§ 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И РАСЧЕТ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Рассматривая регулирующий орган как сужающее устройство, установленное на трубопроводе,
можно выразить расход протекающей через него несжимаемой среды (жидкости) в соответствии с
известны из гидравлики соотношением
где Q—расход среды; F—площадь сечения; С—коэффициент, зависящий от выбранной системы
единиц; (p1—р2)—перепад давлений на регулирующем органе; ρ—плотность среды; ξ—безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый экспериментальным путем и
учитывающий сумму сопротивлений, вызываемых потерями на трение в проходах корпуса, а также
потерями из-за изменения направления потока в регулирующем органе. Выражение (15.1) обычно
представляют в виде
Здесь Kv — пропускная способность исполнительного устройства, численно равная расходу
среды (в м3/ч) с плотностью 1000 кг/м3, пропускаемой регулирующим органом при перепаде давления на нем 0,1 МПа.
Номинальное значение пропускной способности исполнительного устройства при
максимальном (условном) ходе затвора, выраженное в м3/ч, называется условной пропускной
способностью (Kvy).
Условная пропускная способность Кvу для всех исполнительных устройств указывается в
соответствующих каталогах.
Исполнительные устройства характеризуются также так называемой пропускной
характеристикой Kv=f(S), которая устанавливает зависимость пропускной способности от
перемещения затвора регулирующего органа.
143
На практике применяют исполнительные устройства с линейной и равнопроцентной
характеристиками.
При линейной пропускной характеристике приращение пропускной способности
пропорционально перемещению затвора:
где σо — относительная начальная пропускная способность в момент открытия затвора; е—
основание натурального логарифма.
Графики линейной (а) и равнопроцентной (б) пропускных характеристик исполнительного
органа показаны на рис. 15.5.
Условным проходом (Dy) исполнительного устройства называют номинальный размер
диаметра в присоединительных патрубках (см. рис. 15.1,а).
При разработке систем автоматизации технологических процессов
используют как упрощенные, так и более сложные методики расчета и
выбора исполнительных устройств, но суть их сводится к выбору величин
условной пропускной способности Kvy и диаметра Dy условного прохода
типа пропускной характеристики σ=f(l), а также типа регулирующего
органа и исполнительного механизма.
Значение Kvy определяют следующим образом. Вначале, используя
соотношение
по заданному максимальному расходу через исполнительное устройство
Qmax и рассчитанному, исходя из заданных условий, перепаду давления
на нем Δр вычисляют максимальную пропускную способность Kvmax:
Затем на основании полученного Kvmax по каталогу исполнительных устройств выбирают
ближайшее большее значение Kvy, а далее Dy и все другие характеристики исполнительного
устройства с учетом особенностей проектируемой системы.
Контрольные вопросы
1. Дайте классификацию исполнительных устройств.
2. Перечислите основные типы регулирующих органов с указанием их преимуществ и
недостатков.
3. Объясните принцип действия поршневого поворотного исполнительного
устройства.
4. Каково назначение позиционера?
5. Назовите основные характеристики исполнительных устройств.
6. В чем заключается расчет и выбор исполнительного устройства?
144
Глава 16
ПОСТРОЕНИЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СИСТЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
§ 1. СОСТАВ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО АВТОМАТИЗАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
В предыдущих главах были рассмотрены вопросы назначения, конструкции и принципа
действия основных средств автоматизации: чувствительных элементов, преобразователей,
измерительных приборов, задатчиков, усилителей, регулирующих и исполнительных устройств, а
также элементы теории систем управления. Зная эти понятия, а также изучив характер
технологического процесса, можно построить систему его автоматизации. Обычно эта работа
проводится соответствующими проектными организациями в несколько этапов, которые называются
стадиями проектирования. Наиболее часто проектирование систем автоматизации выполняется в две
стадии: технический проект и рабочие чертежи.
Приведем основные документы технического проекта.
1. Структурная схема управления и контроля, разрабатываемая для сложных систем, показывает
взаимосвязь между пунктами контроля и управления, оперативным персоналом и технологическим
объектом. Элементы ее изображены в виде прямоугольников, внутри которых указаны наименование
пункта контроля и управления, например щит контроля и управления компрессорным агрегатом, тип
персонала (оператор), наименование технологического объекта (компрессорный агрегат).
2. Структурная схема комплекса технических средств (КТС) характеризует взаимодействие
отдельных (локальных) автоматических систем управления сложными технологическими
процессами, осуществляющих сбор, передачу, обработку, хранение и воспроизведение информации,
а также выработку и реализацию управляющих воздействий.
В качестве примера на рис. 16.1 приведена структурная схема КТС газодобывающего
предприятия (ГДП).
3. Функциональная схема автоматизации технологического процесса, являющаяся основным
техническим документом, отражающим принятие решения по автоматизации данного
технологического процесса. При этом технологическое оборудование изображают упрощенно,
обычно без указания аппаратуры вспомогательного назначения, а элементы систем автоматизации
показывают с помощью принятых условных обозначений. Методика составления функциональных
схем автоматизации рассмотрена в настоящей главе.
4. Планы расположения щитов, пультов и средств вычислительной техники в операторных
помещениях.
5. Пояснительная записка, содержащая краткое описание технологического процесса, принятые
технические решения по его автоматизации, а также расчет экономической эффективности создания
такой системы.
На второй стадии проектирования составляют рабочие чертежи. Приведем основные.
1. Структурная схема управления и контроля (уточненная).
2. Структурная схема комплекса технических средств (уточненная).
3. Функциональная схема автоматизации технологического процесса (уточненная).
При утверждении технического проекта автоматизации часто появляется необходимость
внесения ряда изменений и дополнений в три вышеприведенные схемы, что учитывается при
составлении рабочих чертежей. В случае утверждения технического проекта без изменений эти
схемы входят в состав рабочих чертежей без переработки.
4. Принципиальные электрические, пневматические и гидравлические схемы регулирования,
сигнализации и питания.
Эти схемы используются при изучении принципа действия систем, а также при производстве
наладочных работ и в процессе их эксплуатации.
5. Общие виды щитов и пультов автоматизации, а также их монтажные схемы.
6. Пояснительная записка.
145
Кроме вышеперечисленных в состав технического и рабочего проектов по автоматизации
входит еще целый ряд документов, необходимых для реализации принятых решений (схемы
электрических и трубных проводок, задание на проектирование нестандартного оборудования и т.
д.).
Следует отметить, что из всех упомянутых здесь составных частей технического и рабочего
проектов наиболее наглядно отражает принятые технические решения функциональная схема автоматизации.
В настоящее время применяются две формы представления элементов автоматизации на
функциональных схемах: по конструктивному и функциональному принципам. Рассмотрим обе эти
формы.
§ 2. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ ПО
КОНСТРУКТИВНОМУ ПРИНЦИПУ
Они представляют собой простейшие геометрические фигуры (квадрат, круг, овал), внутри
которых определенным образом показаны функциональные признаки приборов или регуляторов.
Наиболее употребительные условные обозначения приведены ниже.
146
147
148
§ 3. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ ПО
ФУНКЦИОНАЛЬНОМУ ПРИЗНАКУ ПРИБОРОВ И УСТРОЙСТВ
Функциональные схемы автоматизации могут быть построены с использованием отраслевого
стандарта ОСТ 36-27—77 «Приборы и средства автоматизации. Обозначения условные в схемах
автоматизации технологических процессов».
149
В верхней части окружности наносятся буквенные обозначения изменяемой величины и
функционального признака прибора, а в нижней части—номер комплекта (системы).
Буквенные обозначения располагаются слева направо в следующем порядке; основное значение
измеряемой величины, ее дополнительное значение, функциональный признак прибора. В свою очередь, функциональный признак прибора также располагается в определенном порядке, а именно
IRCSA.
В случае применения дополнительных обозначений на первом ставится буква, обозначающая
измеряемую величину, а на втором— одна из дополнительных букв: Е, Т, К, У.
150
151
§ 4. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СХЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ
Функциональная схема автоматизации представляет собой чертеж, на котором показаны
технологическое оборудование (упрощенно) и средства автоматизации одним из рассмотренных
выше способов (ГОСТ или ОСТ).
Поскольку для поддержания нормального хода технологического процесса осуществляется
контроль или регулирование ряда параметров, то на функциональной схеме каждой отдельной
системе присваивается свой порядковый номер, а каждому элементу этой системы — буква в
порядке прохождения сигнала, начиная с приемного устройства. Например, в системе регулирования
152
уровня жидкости в абсорбере—буйковый уровнемер 1а, регулирующее устройство 16, вторичный
прибор 1в, исполнительное устройство 1г. Конкретная марка каждого устройства, обозначенного на
функциональной схеме своей цифрой и буквой, указана в спецификации на оборудование,
помещаемой в пояснительной записке проекта.
Функциональные схемы автоматизации могут быть выполнены двумя способами:
расположением группы средств автоматизации вблизи приемных устройств и технологических
аппаратов или вынесением всех средств автоматизации в нижнюю или верхнюю часть схемы с
указанием их расположения на местных или центральном щитах (пультах) управления.
Преимущество первого способа—более наглядное представление о точках контроля и
управления каждого технологического аппарата. При втором способе более четко прослеживается
состав местных и центрального щитов (пультов) управления.
В случаях сложных технологических схем наряду с развернутым изображением каждого
элемента данной системы с присвоением ему отдельного номера и буквы (система регулирования
уровня в абсорбере) применяют упрощенное изображение системы, когда показывают приемное и
исполнительные устройства, а также блок приборов и регулирующих устройств в совмещенном
изображении с присвоением этой системе только номера и последующей подробной расшифровкой
всех ее элементов в пояснительной записке (система регулирования подачи центробежного насоса).
Кроме того, в случаях сложных систем допускается разрыв линий связи с нумерацией обоих
концов в местах разрыва. При этом номеpa линий связи, расположенные в нижнем ряду, должны
следовать в возрастающем порядке, а в верхнем ряду могут располагаться произвольно.
Упрощенный пример выполнения функциональной схемы по ОСТ 36-27—77 показан на рис.
16.2.
Более подробно функциональные схемы автоматизации технологических процессов добычи и
транспорта нефти и газа рассмотрены в третьей части.
Контрольные вопросы
1. Что представляет собой функциональная схема автоматизации технологического процесса?
2. Нарисуйте систему регулирования давления в сепараторе с применением
обозначений по конструктивному признаку,
3. Нарисуйте систему регулирования уровня жидкости в аппарате с применением обозначений
по функциональному признаку.
153
ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ
СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫМИ ПРОЦЕССАМИ
Глава 17
АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ
§ 1.ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ
Процесс вращательного бурения скважин характеризуется независимыми и зависимыми
параметрами. К независимым относятся: осевая нагрузка на долото, частота его вращения, расход
промывочной жидкости. От этих параметров режима бурения, а также от механических свойств
горных пород, конструкции и состояния долота зависят вращающий момент и скорость проходки
(зависимые параметры).
Задача автоматизации процесса бурения заключается в автоматическом изменении независимых
параметров в функции изменения механических свойств горных пород и изменения состояния
бурильного инструмента (долота и бурильных труб). При этом режим бурения должен обеспечивать
максимальную скорость проходки, что достигается рациональным сочетанием нагрузки на долото,
его частоты вращения и расхода промывочной жидкости.
При ручном управлении процессом бурения нагрузка на долото регулируется бурильщиком
изменением подачи бурильного инструмента с помощью тормозного устройства лебедки. Подача
инструмента осуществляется уменьшением усилия на лентах тормозного барабана. Бурильные трубы
(бурильный инструмент) под действием силы своего веса опускаются вниз (подача бурильного
инструмента) до тех пор, пока бурильщик не затормозит барабан лебедки. При подаче бурильного
инструмента осевая нагрузка ступенчато увеличивается. По мере разбуривания горных пород и
соответственно углубления долота осевая нагрузка уменьшается. Отпуская тормоз лебедки,
бурильщик снова осуществляет подачу. При этом, очевидно, она осуществляется не плавно, а
ступенчато.
Частоту вращения бурильного инструмента при роторном способе бурения можно изменять
ступенчато, меняя подачу от привода к ротору. При бурении электробуром это выполняется с
помощью громоздких частотных преобразователей. При турбинном бурении частота вращения
зависит от нагрузки на долото. Расход промывочной жидкости можно изменять сменой рубашек
бурового насоса, т. е. также ступенчато.
Таким образом, вследствие отсутствия плавнорегулирующих приводов вращения долота и
буровых насосов не имеется возможности осуществлять автоматическое регулирование частоты
вращения долота и расхода промывочной жидкости. Исследования показывают, что наиболее
эффективным в процессе бурения с нерегулируемым приводом является автоматизация подачи
долота. Автоматическое регулирование подачи инструмента обеспечивает регулирование нагрузки
на долото, что приводит к соответствующей скорости проходки (углубления скважин) при необходимом режиме промывки забоя скважины.
Рассмотрим характер изменения проходки в функции
изменения нагрузки на долото при ручной и автоматической
подаче бурильного инструмента. Во время ручной подачи
бурильщик на короткое время освобождает тормоз барабана, который в этот промежуток поворачивается на определенный угол, а
бурильный инструмент опускается. При этом часть веса колонны
передается на забой, в результате чего увеличивается нагрузка на
долото. По мере срезания породы долото опускается, уменьшается
осевая нагрузка на него, а следовательно, и момент, передаваемый
через бурильные трубы и долото, уменьшается до нулевого
значения. Цикл этот изображен на рис. 17.1, где АБ—начальное
давление на забой при освобождении тормоза, АВ — проходка.
Площадь треугольника АБВ пропорциональна работе, выполненной долотом за период
рассмотренного цикла. Возьмем на этой диаграмме точку К, причем АК=АБ/2. Если из этой точки
154
провести линию К.Л, параллельную оси абсцисс, то площадь прямоугольника АКЛВ будет равна
площади треугольника А БВ. Следовательно, по аналогии с предыдущим рассуждением, такая же
работа может быть выполнена долотом при нагрузке и крутящем моменте в два раза меньших, если
их поддерживать в течение всего цикла постоянными, т. е. если начальную нагрузку {АБ) все время
поддерживать постоянной, то работа долота при тех же предельных напряжениях бурильного
инструмента и всего оборудования в два раза больше, чем при периодической подаче долота. Износ
всего оборудования, обусловленный переменной нагрузкой, в отличие от переменных динамических
нагрузок, характерных для ручной подачи, будет меньшим.
Таким образом, автоматическая подача бурильного инструмента обеспечивает: 1) увеличение
механической скорости, 2) относительное снижение крутящего момента в бурильных трубах, 3)
уменьшение износа долота и соответственное увеличение проходки.
Для управления осевой нагрузкой можно воздействовать на перемещение верхнего или нижнего
конца бурильной колонны. В первом случае устройство подачи долота УПД) располагается на
поверхности. Такие устройства называются наземными устройствами подачи долота. Во втором
случае УПД устанавливают в скважине вблизи забоя и называют их глубинными устройствами
подачи долота.
Схема управления процессом бурения показана на рис. 17.2. Бурильщик, наблюдая за
показаниями прибора при отклонении нагрузки на долото с целью приведения ее к заданному
значению, перемещает на расстояние 5 рукоятку тормоза лебедки. При этом изменяется усилие F
тормозных колодок на шкив барабана лебедки, изменяется подача инструмента и осевая нагрузка на
долото. С уменьшением тормозного усилия увеличивается подача v и осевая нагрузка на долото Q и
наоборот.
Таким образом, роль бурильщика сводится к перемещению рукоятки управления тормозом
лебедки в функции Изменения показаний р прибора (изменения нагрузки на долото). При этом
нагрузку на долото приводят в соответствие со значением ее, заданным геолого-техническим
нарядом на бурение. С помощью тормоза бурильщик управляет подачей бурильного инструмента,
которую определяют по выражению
где А5—подача бурильного инструмента; К.—коэффициент пропорциональности, показывающий,
какое перемещение инструмента приходится на единицу отклонения нагрузки на долото; AG—
отклонение осевой нагрузки от заданного значения.
Управление по формуле (17.1) можно осуществить автоматически, если вместо бурильщика в
схеме 17.2 предусмотреть исполни-
тельный механизм (привод), управляемый первичным преобразователем и воздействующий на
тормоз буровой лебедки (рис. 17.3). В этом случае получим схему автоматического регулирования по
отклонению.
155
Сопоставив схемы 17.2 и 17.3, видим, что система автоматического управления замкнутая в
отличие от разомкнутой при ручном управлении. Обратная связь в этой замкнутой системе
осуществляется первичным преобразователем, в качестве которого в данном случае применяют
гидравлический трансформатор давления индикатора веса или первичный преобразователь
электрического индикатора веса. Входной величиной для управления приводом служит сигнал,
соответствующий нагрузке на долото. Поскольку мощность сигнала первичного преобразователя в
большинстве случаев может оказать
ся недостаточной для управления приводом, в схему вводят промежуточное звено-усилитель.
На рис. 17.4 показана структурная схема автоматического регулятора подачи долота. Кроме
рассмотренных элементов в этой схеме предусмотрены блок сравнения и задатчик. С помощью
задатчика устанавливают значение нагрузки на долото, которая должна автоматически
поддерживаться регулятором подачи. Блок сравнения выполняет функцию выработки управляющего
сигнала, пропорционального разнице между существующей и заданной нагрузками на долото. Таким
образом, само рассогласование является источником воздействия, направленного на его устранение.
По степени автоматизации процесса бурения устройства подачи долота можно разделить на
механизмы подачи долота (МПД) и автоматы подачи долота (АПД).
МПД представляют собой устройства, обеспечивающие равномерную подачу долота. При их
использовании бурильщик освобожден от физического труда, но он должен наблюдать за приборами,
измеряющими параметры процесса бурения, и управлять МПД для поддержания параметров на
заданном уровне.
АПД представляют собой автоматические регуляторы, осуществляющие подачу долота с
поддержанием заданного режима бурения (осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота,
силы тока привода, мощности на выходном валу, расхода промывочной жидкости). Схема АПД
включает измерительные устройства, задатчики, элементы сравнения, устройства обратной связи.
По принципу действия УПД делятся на фрикционные, гидравлические и электромашинные.
Как уже указывалось, по месту воздействия на бурильную колонну УПД делят на наземные и
глубинные. У наземных устройств конструкция, схема и габариты не зависят от размеров скважины
и условий работы долота на забое, у глубинных механизм подачи расположен в скважине, вблизи
забоя, что накладывает ограничения на конструкцию, схему, габариты устройств из-за ограниченного
диаметра ствола скважины, высокого давления заполняющей скважину буровой жидкости, высокой
температуры, ударов и вибраций, сопровождающих работу долота. Однако глубинные УПД
позволяют лучше осуществлять управление подачей долота, особенно в глубоких скважинах, так как
из контура управления исключается колонна бурильных труб, вносящая помехи из-за сложных
условий, в которых она работает.
§ 2. ФРИКЦИОННЫЕ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА ПОДАЧИ ДОЛОТА
Силовым узлом этих УПД является фрикционный тормоз, удерживающий часть веса бурильной
колонны и таким образом обеспечивающий поддержание необходимой осевой нагрузки на долото. В
качестве тормозного механизма используют непосредственно ленточный тормоз буровой лебедки.
Одно из первых УПД этого типа—устройство подачи Шахназарова, разработанное в начале 30х годов. В этом устройстве определенный натяг тормозных лент, а следовательно, и заданную
нагрузку на долото обеспечивали грузы, действовавшие на тормозную рукоятку. Изменение скорости
подачи достигалось добавлением или снятием грузовых пластин.
Вследствие несовершенства УПД, его примитивности, неоперативности управления (снятие и
добавление грузов) это устройство не получило распространения. Дальнейшие конструкции УПД,
построенные на принципе использования тормозного устройства буровой лебедки, эффекта не дали,
156
ибо тормозная система лебедки предназначена лля удержания грузов большого веса, спускаемых со
скоростью 2—3 м/с, и не может обеспечить плавную подачу с необходимой скоростью, которая на
три порядка меньше скорости спуска инструмента. Кроме того, изменение температуры окружающей
среды, попадание масла и влаги приводят к существенному изменению коэффициента трения между
тормозными накладками и шкивами. Опыт показал, что вследствие указанных причин барабан
лебедки проскальзывает, инструмент срывается и не удается достигнуть необходимого при бурении
плавного изменения скорости подачи.
Гидравлические устройства подачи долота. В этих УПД вес бурового инструмента
воспринимается силовым узлом, в качестве которого в общем случае применяют гидронасос. Расход
жидкости такого гидронасоса пропорционален скорости подачи инструмента:
где Q—расход; w— скорость подачи, S—площадь поршня гидроцилиндра; К — коэффициент
пропорциональности, зависящий от сопротивления протеканию жидкости.
Из выражения (17.2) видно, что, изменяя расход, можно регулировать скорость подачи бурового
инструмента. Расход можно изменять, дросселируя поток жидкости. На этом принципе основано
управление скоростью подачи гидравлическими УПД.
Опыт показывает, что гидравлические УПД обладают эффектом самовыравнивания нагрузки
при изменении твердости породы. Если увеличивается твердость породы, то увеличивается нагрузка
на долото, что приводит к уменьшению веса инструмента на крюке, а следовательно, и к
уменьшению скорости подачи. С уменьшением твердости породы снижается нагрузка на долото, а
скорость подачи и скорость бурения соответственно увеличиваются.
Одним из вариантов гидравлических регуляторов подачи,
показавшим хорошие эксплуатационные качества, является УПД
буровой установки БУ-50Бр-1. Это устройство обеспечивает
регулирование скорости подачи бурового инструмента,
поддержание заданной нагрузки на долото и предохранение
колонны бурильных труб от скручивания при чрезмерном
моменте. Гидравлический регулятор подачи (рис. 17.5) включает
пятиплунжерный коаксиальный насос 1 типа НПА-64,
смонтированный на корпусе редуктора. Насос связан с ведущим
валом через обгонную муфту 4. Ведомый вал редуктора
соединяется с приводным валом лебедки через зубчатую
передачу. Малая шестерня этой передачи соединена с
блокировочным выключателем, который отключает электродвигатели привода лебедки при включении устройства
подачи долота. Усилие на крюке, создаваемое весом бурового
инструмента, через талевую систему, лебедку и редуктор
передается на вал насоса, нагнетающий масло из бака в
гидролинию.
Давление масла определяется весом бурового инструмента.
В гидролинии установлен предохранительный клапан 5 типа Г52-14 с переливным золотником.
Управление клапаном осуществляется дистанционно дросселем 6, с помощью которого бурильщик
может установить необходимую нагрузку на забой. Каждому положению рукоятки дросселя
соответствует определенная нагрузка на долото. При полностью закрытом дросселе 6
предохранительный клапан не пропускает масло по гидросистеме, насос 1 не вращается и подача
инструмента прекращается. При давлении, превышающем максимально допустимое для
гидросистемы, предохранительный клапан сработает, несмотря на то что дроссель дистанционного
управления будет закрыт.
Для осуществления подачи бурильщик, открывая дроссель 6, уменьшает давление в цепи
управления клапаном 5. При этом переливной клапан 5 срабатывает и пропускает поток масла из
нагнетательной линии в бак. Датчиком нагрузки является сам насос 1, давление на выходе которого
пропорционально разности полного веса колонны и нагрузки на долото. Регулирующим элементом
является предохранительный клапан с переливным золотником 5.
157
В этот УПД кроме регулятора подачи входит механизм, предохраняющий колонну бурильных
труб от скручивания. Работа его осуществляется следующим образом. Давление, развиваемое в
мессдозе 7 от момента на роторе, передается реле давления 8 типа Г62-21, которое настраивается по
моменту. Если крутящий момент на роторе будет возрастать и превысит определенный уровень, то
от гидравлического давления в мессдозе срабатывает реле давления. Срабатывание реле давления 8
приведет к включению электромагнитной муфты 2. Электродвигатель 3 произведет подъем
инструмента и разгрузит бурильные трубы. Обгонная муфта 4 обеспечивает подъем инструмента без
отключения УПД. Настройка этого механизма осуществляется регулировкой реле по показаниям
прибора, контролирующего крутящий момент и установленного на пульте бурильщика.
§ 3. ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ УСТРОЙСТВА ПОДАЧИ ДОЛОТА
К числу наиболее распространенных относятся автоматические регуляторы типа РПДЭ-3,
которые входят в комплект установок Уралмаш-125БД, Уралмаш-125-БЭ, БУ-80БрД и БУ-80БтЭ и
др.
РПДЭ-3 обеспечивает: а) поддержание заданного значения осевой нагрузки на долото, б)
поддержание постоянной скорости подъема или подачи инструмента. Установку нагрузки на долото
или скорости подачи устанавливает бурильщик с пульта управления.
Регулятор состоит из измерительной, усилительной и силовой частей. В измерительную часть
входят преобразователь веса, воздействующий на сельсин-уставки веса, сельсин-уставки скорости,
тахо-генератор и измеритель скорости бурения. В усилительную часть входят: полупроводниковый
фазочувствительный усилитель, трехфазные магнитные усилители, генератор постоянного тока и
приводиной двигатель. Силовая часть состоит из исполнительного двигателя, редуктора аварийного
тормоза с электрогидравлическим толкателем типа ТKTГ и вентилятора с приводным двигателем.
Полупроводниковый усилитель питается переменным напряжением и усиливает сигнал как
переменного, так и постоянного тока.
Выбор режима подачи инструмента осуществляется с помощью переключателя. Для
автоматического режима включается усилитель. По шкале нагрузок поворотом рукоятки сельсинаприемника устанавливают требуемую нагрузку на долото. Заданное значение поддерживают
регулятором с точностью порядка ±10 кН. Чтобы улучшить статические и динамические свойства
системы, введены отрицательные обратные связи. В режиме автоматического управления действуют
обратная связь по скорости с тахогенератором, жесткая обратная связь по напряжению генератора и
отсечка по току, включенная на падение напряжения дополнительных полюсов машин. В режиме
ручного управления усилитель отключается и сигнал с выхода задающего сельсина полается
непосредственно на обмотку магнитных усилителей.
Скорость подачи регулятора устанавливают поворотом той же рукоятки, что и в
автоматическом режиме, так как задающий сельсин сочленен с валом сельсина-приемника, а
величину скорости устанавливают по шкале скоростей. В этом режиме действуют только . обратная
связь по напряжению генератора и отсечка по току главной цепи. В режиме ручного управления
проводятся также аварийный подъем инструмента и бурение при малых нагрузках в начале
долбления.
Конструктивно регулятор состоит из силового узла, двигателя-генератора, станции управления,
преобразователя веса и пульта управления. Опыт показал, что применение регулятора подачи долота
РПДЭ-3 позволяет увеличить механическую скорость бурения на 10— 15% и проходку на долото на
6—10%.
В автоматическом регуляторе подачи долота РПДЭ-6 вместо электропривода по системе
«генератор—двигатель» применен электропривод по системе «тиристорный преобразователь—
двигатель», который обладает высоким быстродействием, повышенным к. п. д., имеет меньший вес и
габариты более экономичен вследствие уменьшения количества электрических машин на буровой.
Регулятор обеспечивает все необходимые режимы работы и позволяет в широких пределах изменять
частоту вращения двигателя. Для буровых установок грузоподъемностью 125 т и выше
целесообразно использовать электропривод с нереверсивным тиристорным преобразователем,
обеспечивающим работу как при подъеме инструмента (выпрямительный режим), так и при спуске
(инверторный режим). Регулятор (рис. 17.6) состоит из следующих элементов: 1) блока,
включающего преобразователь веса ДВ, сельсин-уставку нагрузки СП, сельсин-уставку скорости СЗ,
158
фазочувствительный блок БФЧ, тахогенератор ТГ; 2) силового блока, включающего двигатель ДП;
редуктор; аварийный тормоз с электрогидравлическим толкателем, имеющим приводной двигатель
АДТ и вентилятор с приводным двигателем АДВ. Двигатель ДП питается от тиристорного
преобразователя ПМ, силовая часть которого питается через анодные реакторы от сети трехфазного
переменного тока напряжением 380 или 220 В. Преобразователь обеспечивает возможность
регулирования этого напряжения. Схема тиристорного преобразователя выполнена в виде
непрерывного трехфазного моста, состоящего из шести управляемых выпрямителей типа ВКДУ-1509. Последовательно с каждым тири-стором включены быстродействующие предохранители типа
ПНБ-2, которые защищают его от перегрузок, возникающих при внутренних коротких замыканиях.
Блок-контакты предохранителей подключены к блоку световой сигнализации БСС,
предназначенного для замыкания цепей предупредительной сигнализации во время сгорания одного
предохранителя в плече моста преобразователя и для замыкания цепей аварийного отключения.
Предусмотрена также защита тиристоров от коммутационных перенапряжений при переходе из
открытого состояния к закрытому. Для защиты тиристорного преобразователя от токовых перегрузок
путем снятия управляющих импульсов и отключения автоматического выключателя используют
блок защиты БТЗ, который осуществляет также сигнализацию аварийного отклонения. Этот блок
предназначен для выявления аварийных режимов работы тиристорных преобразователей,
159
ограничения силы тока перегрузки и ликвидации дальнейшего развития аварии. Состоит устройство
из преобразователя силы тока, блока управления и автоматического выключателя. Если в
тиристорном преобразователе возникают аварийные режимы, вызывающие возрастание силы тока
выше допустимого, преобразователь выдает пропорциональный силе тока сигнал в блок управления
и защиты. Преобразователь, выполненный в виде трех проходных трансформаторов типа ТК-120,
соединенных звездой, устанавливают со стороны напряжения питания.
Блок магнитного усилителя БМУ, получающий питание от статического преобразователя
частоты, состоящего из блока задатчика частоты 34 и блока инвертора БИ, предназначен для
управления блоком системы управления и суммирования управляющих сигналов системы
регулирования. Он представляет собой комплексное устройство, состоящее из серийного
двухтактного магнитного усилителя БД К. 11.01, охваченного жесткой отрицательной обратной
связью по напряжению, которая обеспечивает большую линейность и стабильность выходной
характеристики управления БМУ при колебаниях напряжения питающей сети и температуры
окружающего воздуха. К выходу БМУ подключен фазорегулятор системы управления.
Блок задатчика частоты служит для формирования импульсов, управляющих тиристорами
блока инвертора.
Блок смещения БС предназначен для получения сигнала смещения, с помощью которого
производят точную фазировку управляющих импульсов с напряжением сети. Сигнал смещения
поступает на фазорегулятор. Кроме того, в блоке смещения установлены источники
стабилизированного и нестабилизированного напряжений постоянного тока, которые используются
для питания обмоток магнитных усилителей блоков системы управления БСУ(А), БСУ(В), БСУ(С),
соединенных по трехфазной схеме.
БСУ состоит из трехфазного индуктивно-емкостного фазорегулятора, обеспечивающего
регулирование выходного напряжения по фазе, и устройства усиления и формирования
прямоугольных отпирающих импульсов, выполненного на транзисторах КТ 802А.
Блок фазочувствительного узла применяют в качестве задающего устройства для
регулирования скорости.
Регулятор подачи включается автоматическими выключателями В1, В2, ВЗ, В5, В6 и
переключателем УП1, замыкающим цепь питания катушки контактора К.2, который
самоблокируется блок-контактом. Включается в работу также двигатель вентилятора АДВ, служащий для обдува двигателя ДП. При этом срабатывает реле обрыва поля РОП и замыкает цепь
питания катушки контактора К1, которая блокируется блок-контактом К1, подключающим питание к
ти-ристорному преобразователю ПМ и двигателю аварийного тормоза ЛДП. Через блок-контакт 1
подается питание также на фазочувствительный блок БФ4.
При работе регулятора в режиме поддержания заданного значения нагрузки на долото
универсальный переключатель УП2 устанавливают в положение «автомат». В результате этого
переключается напряжение питания к сельсину СП, работающему в паре с сельсином-уставки веса
СПр. В зависимости от угла рассогласования сельсинов изменяется напряжение на выходе
сельсинной пары, которое поступает на вход фазочувствительного блока БФЧ.
Если долото не касается забоя скважины, то натяжение неподвижного конца каната
соответствует весу бурильной колонны и ротор сельсина СП, связанный с преобразователем веса,
поворачивается на некоторый угол относительно нулевого положения. При «взвешивании»
инструмента ротор сельсина СПр устанавливают в согласованное положение с ротором сельсина СП
поворотом рукоятки на пульте. В таком положении двух роторов сельсинов напряжение на выходе
сельсинной пары СП—СПр равно нулю. Затем с помощью рукоятки задатчика, связанной с
сельсином-уставки веса СПр, выбирается значение нагрузки на долото. При этом на выходе
сельсинной пары СП—СПр появляется сигнал, поступающий на вход фазочувствительного блока.
Далее он поступает в блок магнитных усилителей преобразователя и в систему управления
тиристорами, вследствие чего тиристоры открываются и двигатель ДП начинает опускать колонну.
В момент соприкосновения долота с забоем осевая нагрузка на долото увеличивается, а сила
веса инструмента на крюке уменьшается. При этом ротор сельсина СП начинает поворачиваться в
сторону уменьшения рассогласования сельсинной пары СП—СПр и сигнал, поступающий на вход
БФЧ, уменьшается. Соответственно уменьшаются частота вращения двигателя и скорость подачи
инструмента. Если долото попадает в мягкую породу, то регулятор обеспечивает увеличение
скорости подачи инструмента.
160
В режиме поддержания заданного значения скорости подачи или подъема инструмента
универсальный переключатель УП2 переводят в положение «ручное управление». При этом от
задающего сельсина СЗ сигнал подается на вход БФЧ. Поворотом рукоятки, связывающей
кинетически сельсины СПр и СЗ между собой, устанавливается требуемое значение скорости
движения инструмента.
В схеме регулятора предусмотрены автоматические защиты: защита двигателя ДП от
дополнительных перегрузок, осуществляемая с помощью теплового реле РТ1, размыкающего цепь
контактора К1; главной цепи от перегрузок и токов короткого замыкания с помощью реле
максимального тока РМ, также воздействующего на цепь контактора К1; двигателя тормоза АДГ с
помощью тепловых реле РТ2, отключающих контактор К1; тепловая и максимальная защита цепей
управления, создаваемая автоматическими выключателями.
Регулятор подачи долота АВТ-2 представляет собой регулятор РПДЭ-3 с приставкой типа ПЭБ
и специальным пультом управления.
Регулятор предназначен для работы при бурении скважин электробуром. Регулятор
обеспечивает: 1) поддержание заданного значения активной составляющей тока двигателя
электробура с ограничением нагрузки на долото; 2) поддержание заданного значения осевой нагрузки на долото (силы веса на крюке) с ограничением активной составляющей тока двигателя
электробура; 3) поддержание заданного значения скорости подачи или подъема инструмента.
В режиме бурения по активной составляющей тока
и осевой нагрузке на долото можно устанавливать два
заданных значения
уставки — активного тока
электробура и осевой нагрузки на долото. Однако при
этом будет поддерживаться только один из параметров, близкий к заданному: в энергоемких породах—
активная составляющая тока, а в неэнергоемких, —
осевая нагрузка на долото. На рис. 17.7 приведена схема
преобразователя тока, обеспечивающая использование
в регуляторе АВТ-2 в качестве параметра регулирования активную составляющую силы тока двигателя
электробура,
которую
измеряют
с
помощью
двухполупериодного
кольцевого
демодулятора,
выполненного на диодах. Фазное напряжение средней
фазы системы питания электробура, снимаемое с
зажимов трансформаторов Тр4 и Тр5, используется как опорное напряжение. Напряжением сигнала
демодулятора является напряжение, пропорциональное силе тока средней фазы, снимаемого с
сопротивления нагрузки 1C трансформатора тока ТТ1. Это напряжение вводят в демодулятор с помощью трансформатора Тр1.
Потери напряжения в токопроводе электробура, пропорциональные фазному току, активно
учитываются в преобразователе активного тока, где они выделяются на сопротивлении нагрузки 2С
трансформатора тока ТТ2 и через трансформатор ТрЗ вычитаются из анодного напряжения.
Таким образом, с помощью преобразователя активного тока измеряют произведение силы тока
фазы на коэффициент мощности. Сигнал в виде постоянного напряжения, снимаемого со средних
точек вторичной обмотки трансформаторов Тр1 и Тр2, подается на вход промежуточного
полупроводникового усилителя ППУ. Выходное напряжение этого усилителя поступает на вход
усилителя ППУ-1 автоматического регулятора РПДЭ-3. Описанная схема в совокупности со схемой
регулятора РПДЭ составляет схему регулятора АВТ-2.
Применние регулятора АВТ-2 при электробурении увеличивает механическую скорость
бурения вследствие лучшего использования мощности двигателя электробура на забое, а также
значительно сокращает возможное число «опрокидываний» двигателя по сравнению с подачей
долота вручную. Точность ограничения заданного значения активной составляющей силы тока около
10%, а осевая нагрузка на долото — около 20 кН. Регулятор обеспечивает устойчивую работу
системы при различных удельных моментах, состояния долота и коэффициентах усиления.
161
§ 4. ЗАБОЙНЫЕ УСТРОЙСТВА ПОДАЧИ ДОЛОТА
Роторное бурение на больших глубинах (3000—5000 м) с помощью наземных автоматических
устройств подачи долота малоэффективно вследствие действия сил трения бурильной колонны о
стенки скважин, значительно искажающих измеряемые на поверхности значения осевых нагрузок на
долото. При турбинном бурении силы трения колонны труб о стенки скважины увеличиваются,
потому что колонна труб неподвижна. Кроме того, на устойчивую работу турбобура влияют
кратковременные изменения нагрузочного момента. С увеличением глубины может возникнуть
неустойчивый режим работы турбобура. Этот режим работы может наступить в зоне незначительных
скоростей.
Одним из решений задачи по управлению забойным двигателем — турбобуром может быть
создание быстродействующих наземных устройств, работающих по сигналам от датчиков,
расположенных на забое. Однако создание УПД подобного типа требует надежных забойных
датчиков, а также исполнительных механизмов таких устройств, больших установленных мощностей
и надежных каналов связи. Кроме того, с увеличением глубин время на передачу информации о
значении осевой нагрузки или частоте вращения турбобура с забоя на поверхность и команды в
обратном направлении достигает нескольких секунд. В течение этого времени условия работы
долота могут измениться настолько, что потребуется команда обратная той, что была передана.
Более эффективным решением проблемы автоматизации глубокого бурения может быть
перенос регулирующего и исполнительного механизмов непосредственно на забой, где УПД могло
бы перерабатывать на месте всю получаемую в процессе бурения информацию и вырабатывать
команды управления исполнительному механизму. Такие УПД должны обеспечить регулирование
параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения.
Применение устройств автоматического управления подачей долота на забой в глубинном
исполнении позволит использовать истинные значения забойных параметров и параметров,
соответствующих максимальной мощности забойного двигателя.
Характерная конструктивная особенность большинства забойных УПД — их телескопическое
исполнение, т. е. исполнение с расчленением низа колонны бурильных труб. В телескопе одна часть
устройства соединена с колонной труб, а другая—с турбобуром или с породоразрушающим
инструментом (при роторном бурении). Расчленение низа и позволяет создавать осевые нагрузки на
долото независимо от сил трения колонны о стенки скважины.
Исполнительный механизм забойных УПД должен преодолевать силу, создаваемую не всем
весом бурильной колонны, а только ее частью—нагрузкой на долото. Поэтому мощность этих УПД
(при одинаковых скоростях подачи) может быть меньше мощности наземных устройств,
исполнительные механизмы которых должны быть рассчитаны на полный вес колонны, а
реверсивные исполнительные механизмы их — на подъем всей колонны.
Следует ответить два основных направления разработки забойных УПД:
а) УПД с использованием промывочной жидкости в качестве рабочего агента, в котором все
измерительные, регулирующие и исполнительные механизмы работают на буровом растворе;
б) УПД автономного типа, все механизмы которых изолированы от воздействия бурового
раствора и работают на рабочем агенте— масле.
162
Кроме того, имеются УПД, управляющие расходом промывочной жидкости, проходящей через
забойный двигатель и УПД с фиксацией нижней части колонны бурильных труб о стенки скважины.
На рис. 17.8 изображена схема УПД с регулирующим клапаном, работающего по постоянству
осевой нагрузки. Корпус сервоцилиндра 6 жестко связан с бурильной колонной, а поршень 5 через
шток 2— с турбобуром. Сверху на поршень 5 постоянно действует гидравлический перепад давления
на турбобуре и долоте. Перемещаясь вниз во время бурения, поршень 5 вытесняет жидкость из
подпоршневой полости 4 через клапан S, на котором за счет дросселирования возникает постоянный
перепад давления. Этот перепад давления действует на поршень 5 снизу, осуществляя его
торможение, вследствие чего регулируется осевая нагрузка на долото. Величина осевой нагрузки G
равна разности между суммой гидравлического усилия, действующего сверху на поршень 1
(произведение перепада давления на турбине рт и долоте рд на площадь поршня Sп и веса турбобура
Gт) и гидравлического усилия, действующего на поршень снизу (произведение перепада давления рк
на клапане 3 на активную площадь поршня в полости 4):
Регулирующий клапан 3 настраивается на заданную величину. Для перезарядки сервоцилиндра
предусмотрен обратный клапан.
К забойным полуавтоматам подачи долота принадлежит УПД, поддерживающее постоянство
какого-либо параметра режима бурения. В качестве такого параметра регулирования приняты
частота вращения турбобура или нагрузочный момент на долоте. Исполнительным механизмом
забойных полуавтоматов является работающий на промывочной жидкости сервоцилиндр, корпус
которого связан с колонной труб (рис. 17.9). Полый шток 1 его, уплотненный в сальнике 2, соединен
с турбобуром. Действие полного перепада давления на турбобуре и долоте в зоне 3 на сечение штока
1 создает постоянную слагающую осевой нагрузки на долото. К ней может прибавляться или
вычитаться усилие от гидравлического давления на кольцевое сечение поршня 4.
Это давление изменяется в зависимости от положения золотника 5, управление которым
осуществляется датчиком 6, действующим в функции выбранного параметра регулирования. Для
реверса подачи инструмента при перегрузках необходимо, чтобы гидравлическое усилие на поршень
4 превосходило суммарную величину собственного веса турбобура и гидравлической силы,
действующей на торец штока 1. В качестве датчика в забойных УПД используются работающие в
среде промывочной жидкости пружинный манометр, центробежный регулятор скорости и
гидравлический регулятор, состоящий из золотника с равновеликими поясками и возвратной пружиной. В зависимости от применяемого датчика регулирование турбобура может осуществляться по
постоянству вращающего момента на долоте или по постоянству вращения турбобура.
Контрольные вопросы
1. Объясните преимущества автоматического управления подачей бурового инструмента перед
ручным.
2. Объясните принцип действия и устройство фрикционных устройств подачи долота (УПД).
3. Объясните принцип действия и устройство гидравлических УПД.
4. Объясните принцип действия и преимущество электромашинных УПД.
5. Объясните принцип действия регуляторов подачи РПДЭ-3 и РПДЭ-6. В чем их различие?
6. Объясните назначение, принцип действия и отличительные особенности УПД типа АВТ-2.
7. В чем преимущество забойных УПД перед наземными?
8. Объясните принцип действия и устройство забойных УПД.
Глава 18
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ И ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
§ 1 ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИИ И
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ АВТОМАТИЗАЦИИ
Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс
технологических объектов, осуществляющих добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и
перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых
давлений.
163
Главными отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия является: 1)
большая рассредоточенность объектов на площадях, достигающих тысяч и десятков тысяч гектаров;
расстояния между скважинами составляют сотни метров; 2) непрерывность технологических
процессов; 3) однотипность технологических процессов на большом числе объектов (скважины,
групповые установки, сепараторы и т. п.); 4) связь всех технологических объектов через единый
пласт, на который пробурены все добывающие и нагнетательные скважины, через поток продукции
(нефть, газ) и через энергетические потоки (пар, газ, вода).
Рассредоточенность технологических объектов на больших площадях привела к необходимости
и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и
организационных структур дистанционного контроля и управления технологическими объектами и
процессами.
На основе анализа особенностей и существующего положения в области автоматизации
нефтедобывающих предприятий были выработаны «Основные положения по обустройству и
автоматизации нефтедобывающих предприятий».
Главные из них: 1) унификация схем промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды; 2)
рациональное размещение технологического оборудования на территории нефтедобывающего
предприятия; 3) создание новых видов нефтепромыслового оборудования, высокопроизводительного, надежного, органически включающего средства автоматики; 4) определение
рациональных объемов автоматизации и телемеханизации объектов добычи, транспорта
и
подготовки нефти, попутного газа и воды; 5) разработка и внедрение новой организационной
структуры автоматизированных нефтедобывающих предприятий.
Рассмотрим некоторые положения этих принципов.
Схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды. В различных нефтяных районах в
силу геолого-технических, климатических и других природных условий, а в некоторых случаях и
независимо от них существовали различные схемы сбора:
открытые, герметичные, индивидуальные, групповые, напорные однотрубные, напорные
двухтрубные. В качестве типовой схемы промыслового сбора нефти, нефтяного газа и воды принята
однотрубная напорная система, обеспечивающая транспорт добытой нефти
через все технологические объекты, включая и объекты подготовки нефти, за счет устьевых
давлений скважин при любом способе их эксплуатации. Напорные двухтрубные и многотрубные
системы сбора допускают лишь на участке от групповых установок подготовки нефти при
раздельном сборе соответственно обводненной и необводненной или разносортных нефтей.
Размещение оборудования на территории нефтепромысла. Типовая схема предусматривает
минимальное число технологического оборудования и максимальную его концентрацию в местах
обслуживания. Предусматривают единый для всего предприятия пункт сбора и подготовки нефти, на
котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной
продукции нефти, газа и воды. Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте
подготовки нефти, определяют исходя из максимально допустимых давлений на устье скважин.
Создание новых видов оборудования. При решении задач создания новых видов оборудования
и технологических объектов признано целесообразным оснащать нефтедобывающие предприятия
оборудованием в блочном транспортабельном исполнении. Блочный принцип позволяет значительно
ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения
индустриальных методов и резкого сокращения объема строительно-монтажных работ
непосредственно на промысловых площадках. Кроме того, изготовленное специализированными
заводами блочное оборудование поставляется нефтедобывающими предприятиями комплектно со
всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Создание технологических
установок на специализированных заводах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше,
позволяет решить проблему организации крупносерийного производства автоматизированного
оборудования в объемах, обеспечивающих потребность всей отрасли, что обеспечивает высокое
качество и надежность его.
Уровень автоматизации скважин. При решении, задач автоматизации в качестве руководящих
принципов приняты следующие:
1) автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные
объекты; 2) полная местная автоматизация, исключающая необходимость постоянного присутствия
на объекте оперативного обслуживающего персонала; 3) минимум информации, поступающей с
164
объекта в пункты управления. Автоматический сбор и переработка информации. Автоматическая
аварийная и предупредительная сигнализация с объектов.
Предусматривают телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых
измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта,
электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривают дистанционный
контроль по многопроводным каналам связи: установок, сепарационных, подготовки нефти,
подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти.
Основными положениями определены также номенклатура контролируемых параметров,
периодичность контроля и сигнализация от каждого технологического объекта.
§ 2. ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Технологическая схема нефтедобывающего предприятия показана на рис. 18.1. Газонефтяная
смесь с примесью воды от глубин-нонасосных1, фонтанных 2 и газлифтных 3 скважин поступает по
одному трубопроводу на групповую измерительную установку (ГУ) 4 типа «Спутник А», «Спутник
Б» или «Спутник BMP». На ГУ каждая скважина автоматически по заданной программе
подключается к измерительному устройству. После измерений дебитов жидкости и газа
газожидкостная смесь поступает в сепарационную установку 7, где происходит частично отделение
газа от жидкости.
Продукция скважин от ГУ типа «Спутник А» или «Спутник BMP» по одному трубопроводу
направляется в автоматизированную блочную сепарационную установку, где газ отделяется от
жидкости (первая ступень сепарации). Продукция скважин от ГУ «Спутник Б» по двум
трубопроводам безводной и обводненной нефти после измерения транспортируется на центральный
пункт подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
При добыче нефтей с большим содержанием парафина и значительной вязкостью применяют
блочные автоматизированные подогревающие печи 5 типа УН-0,2, в которых нефть подогревается,
чем создаются условия для нормальной работы ГУ и для транспорта нефти до ЦППН. В случае
низких буферных давлений добывающих скважин для транспорта нефти по системе
нефтепромыслового сбора, применяют сепарационные установки 8 с откачкой нефти или дожимные
насосные станции (ДНС) 9. Из сепарационных установок 7 и 8 нефть направляется в концевые
сепарационные установки 10. В случае большого содержания воды (свыше 30 %) в
транспортируемой жидкости применяют сепарационные установки с предварительным сбросом воды
11.
После установок 10 водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 12, где
происходит обезвоживание и обессоливание, а затем — в стабилизационную установку 13
165
(горячеваку-умная сепарация), предназначенную для извлечения из нефти легких углеводородных
фракций. На установке 14 учитывается товарная нефть по объему и массе, после чего она
откачивается на головные сооружения магистрального нефтепровода. Если обводненность нефти,
поступившей на установку 14, превышает допустимые нормы, нефть автоматически возвращается на
повторную обработку в деэмульсационную установку 12.
Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках, 7, 8, 10 и в установке
предварительного обезвоживания 11 компрессорными станциями 15 и 16 подается на
газоперерабатывающий завод 17 и на газораспределительные пункты 6, откуда поступает на нефтяные скважины, эксплуатируемые газлифтным способом. Отделившаяся на обезвоживающих
установках 11 и 12 пластовая вода поступает на установки очистки пластовых вод 18, где она
очищается для использования ее в системе поддержания пластового давления. С установок очистки
вода подается на блочные автоматизированные кустовые насосные станции 21, откуда поступает для
закачки в нагнетательные скважины 22. На кустовые насосные станции подается также вода с
водозаборных 19 и очистных сооружений 20.
Нефтепромысловое обустройство осуществляется с учетом максимальной централизации
наиболее сложных объектов на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, воды и газа.
§ 3. АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
На нефтяных промыслах и зависимости от пластового давления и принятой технологической
схемы сбора нефти и нефтяного газа добыча нефти из скважин ведется фонтанным или газлифтным
способом, либо с помощью скважинных насосов (штанговых или электропогружных). При всех
способах добычи оборудование, установленное на скважине, работает без постоянного участия
оперативного
обслуживающего
персонала.
Задача
автоматизации заключается в
автоматической защите оборудования в аварийных случаях и обеспечение средствами контроля.
Независимо от способов добычи скважины оснащают средствами местного контроля давления
на буфере или на выкидной линии и при необходимости в затрубном пространстве. Для измерения
давления применяют манометры типа ВЭ-16РБ.
Автоматизация фонтанной скважины. Схемой оснащения
устья фонтанной скважины средствами автоматики (рис. 18.2)
предусмотрено автоматическое перекрытие выкидной линии
отсека-телем 3 при превышении давления на 0,5 МПа, что может
быть следствием образования парафиновой пробки и внезапного
понижения давления до 0,15 МПа, что возможно при порыве
трубопровода. Схемой также предусмотрена установка
манометров 1 и 2 соответственно для местного контроля
буферного и затрубного давлений.
Автоматизация скважины, оборудованной погружным
электронасосом. Схема автоматизации нефтяной скважины,
оборудованной погружным электронасосом (рис. 18.3), предусматривает установку станции управления 2 типа ПГХ 5071 или ПГХ 5072, электроконтактного
манометра 4 типа ВЭ-16РБ и отсекателя 1. Эта схема обеспечивает автоматическое отключение
электродвигателя погружного насоса (ЭПН) при аварийных случаях, пуск и остановку по команде с
групповой установки и индивидуальный самозапуск при перерывах подачи электроэнергии. Кроме
того, обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фонтанировании. Предусмотрены
автоматическое отключение работающей установки при коротких замыканиях и значительных
перегрузках электродвигателя (Iср≥1,4 Iном), защита с выдержкой времени около 2 мин при
перегрузке двигателя по току (Icp≥1,2 Iном), минимальная защита путем отключения установки при
снижении тока нагрузки ниже 0,85 от силы рабочего тока электродвигателя (при срыве подачи).
Обеспечивается непрерывный контроль изоляции для установок в комплекте с повышающим
трансформатором при снижении сопротивления изоляции «кабель— погружной электродвигатель»
ниже 30 кОм. С помощью разгруженного отсекателя типа РОМ-1 обеспечивается перекрытие
выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода). Для очистки выкидных линий от парафина резиновыми шарами предусмотрена ловушка 3.
166
Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом. Схема автоматизации нефтяной
скважины, оборудованной станком-качалкой типа СКН, показана на рис. 18.4. Схемой
предусмотрено оснащение установки блоком управления 1 типа БУС-2, инерционным магнитным
выключателем 2 типа ИМВ-1М, электроконтактным манометром 3 типа ВЭ-1 6РБ и манометром 4
для контроля затрубного давления.
Блок управления БУС-2 обеспечивает взаимосвязанную работу инерционного магнитного
выключателя, установленного на балансире станка-качалки, и электроконтактного манометра с
технологическим оборудованием глубиннонасосной скважины. Системой автоматизации
обеспечиваются автоматическое управление электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях
(при обрыве штанг и поломках редуктора, при токовых перегрузках, коротких замыканиях и обрывах
фаз), отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных
ситуациях на групповой установке и индивидуальный самозапуск станка-качалки после перерыва в
снабжении электроэнергией. Грозовая защита осуществляется при помощи разрядников типа РВМ250.
Предусмотренный в схеме инерционный магнитный выключатель предназначен для
автоматического отключения двигателя станка-качалки при обрыве штанг и полированного штока,
поломках кривошиппошатунного механизма и редуктора, срыве станка-качалки с фундамента.
БУС-2 имеет взрывозащищенное исполнение, монтируется в специальном металлическом
шкафу и устанавливается вблизи станкакачалки. В блоке не предусмотрено автоматическое управление периодической эксплуатацией
малодебитных скважин. Опыт эксплуатации показал, что инерционные магнитные выключатели
ИВМ-1М весьма ненадежные устройства автоматической блокировки при аварийных случаях.
Учитывая это, СПКБ объединения «Союзнефтеавтоматика» разработало блок управления БУС3, который обеспечивает кроме операций, выполняемых БУС-2, следующее: а) программный запуск
и остановку силового электропривода при периодической эксплуатации скважин; б) автоматическое
отключение силового электропривода при аварийном состоянии скважины (обрыв фаз, токовые
перегрузки, обрыв штанг, неисправности глубинного насоса) с помощью анализатора потребляемой
мощности электроприводом в функции хода станка-качалки.
167
На рис. 18.5 показаны формы диаграммы мощности потребляемой электроэнергии приводом
станка-качалки при некоторых неисправностях установки. Таким образом, при помощи анализатора
мощности можно определить не только наличие, но и характер и место неисправности. А
применение анализатора мощности в БУС-3 позволяет кроме управления электродвигателем станкакачалки обеспечить технологическую защиту оборудования при аварийных состояниях, а также
получить информацию (ваттметрограмму) для диагностики скважинного оборудования.
§ 4. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
Автоматизированные групповые измерительные установки предназначены для измерения
производительности (дебита) каждой в отдельности из подключенных к ней группы нефтяных
скважин.
Существуют различные типы групповых измерительных установок — «Спутник-А», «СпутникБ» и «Спутник-ВМР».
Групповая автоматизированная установка «Спутник А». Предназначена для автоматического
измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, для контроля за работой скважин
и автоматического отключения их при аварийном состоянии на групповой установке. Установку
применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах, когда температура окружающей
среды низкая (Западная Сибирь, Коми АССР и др.). Установку выпускают в трех модификациях
«Спутник А-16-14/100», «Спутник А-25-14/1500», «Спутник А-40-14/400». Первая цифра означает
рабочее давление, вторая — число скважин, подключаемых к установке, третья — наибольший дебит
измеряемой скважины.
Установка (рис. 18.6) состоит из многоходового переключателя 1, двух отсекателей 3 и 4 типа
ОКГ, установленных на расходомерной и выкидной линиях, электрогидравлического привода 5 типа
ГП-1 для управления переключателем скважин и отсекателями, блока управления 2 для управления
приборами, выдачи сигналов на диспетчерский пункт и учета объема измеряемой жидкости; гидроциклонного сепаратора 6 для отделения газа от измеряемой жидкости.
Установка работает следующим образом. Нефть из скважины поступает в многоходовой
переключатель. Далее по измерительному трубопроводу направляется в измерительный сепаратор 6
и затем в турбинный счетчик ТОР-1-50 8. Продукция остальных скважин направляется через общий
коллектор 10 в сборно-сепарационную емкость или в сборный трубопровод.
168
Программа измерения дебита скважин задается реле времени в блоке управления. Через
заданные промежутки времени реле включает гидропривод и скважины подключаются к
измерителю. Подача скважин контролируется по работе измерителя с сигнализацией об аварийном
состоянии через блок местной автоматики.
Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе,
через турбинный измеритель. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного
уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляются при помощи поплавкового регулятора 9 и
крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию
газовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и жидкость продавливается из
сепаратора через турбинный счетчик 5, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в
сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран 7, давление
между сепаратором и коллектором выравнивается, продавка жидкости прекращается. Время
накопления жидкости в сепараторе и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время
измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Время продавки жидкости через расходомер от
дебита скважины практически не зависит.
Такой циклический метод измерения обеспечивает пропуск потока жидкости через счетчик в
турбулентном режиме при узком диапазоне изменения расхода, что дает возможность обеспечить
измерение дебита скважин, изменяющего в широком диапазоне. Дебит каждой скважины
определяют регистрацией накапливаемых объемов жидкости (в м13), прошедших через расходомер,
на индивидуальном счетчике импульсов в БМА.
Аварийное отключение скважин происходит при превышении давления в сепараторах, их
переполнении или отключении электроэнергии. В этих случаях по сигналу датчика предельного
уровня или электроконтактного манометра блок местной автоматики отключает напряжение с
соленоидного клапана гидропривода, вследствие чего поршни приводов отсекателей 3 и 4 под
действием силовых пружин перекрывают трубопроводы.
После ликвидации аварии и снятия сигнала аварии на блоке местной автоматики включается
гидропривод, и под действием давления масла, подаваемого под поршни отсекателей, последние
открываются. Контроль давления осуществляется манометром 11.
Па установке предусмотрена возможность ручного подключения скважин к измерительному
устройству. Количество отсепарированного газа измеряется по методу переменного перепада
давления дифманометром. Для этой цели на выкидной газовой линии устанавливается камерная
диафрагма.
Автоматизированная установка «Спутник-В» в отличие от рассмотренной установки «СпутникА» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но также для определения содержания
воды и газа в продукции скважин. Конструкцией предусмотрены устройства для подачи
деэмульгаторов в нефтяной поток.
Установки «Спутник-Б» выпускают в двух модификациях:
169
«Спутник-Б-40-1,4/400»—на 14 скважин и «Спутник-Б-4,0-24/400»— на 24 скважины. По
конструкции установка «Спутник-Б» аналогична установке «Спутник-А» и отличается от последней
наличием прибора для определения содержания воды в нефти (влагомера), насосов-дозаторов,
специальных устройств для ловли депарафини-зационных шаров. Насос-дозатор предназначен для
подачи реагента в общий коллектор для деэмульсации нефти.
Автоматизированная
установка
«Спутник
BMP-40-14/400» предназначена для автоматического
измерения и регистрации производительности каждой из
14 подключенных нефтяных скважин, а также
вычисления суммарного их суточного дебита. Она
обеспечивает: разделение продукции скважин по сортам,
прием резиновых разделителей для очистки выходных
линий скважин от парафина, автоматическую защиту
промысловых коллекторов при повышении давления в
них выше предельно допустимого, для выдачи в систему
телемеханики информации о суточном дебите и
аварийных сигналах.
В качестве измерительного прибора применяют
вибрационные
массовые расходомеры (BMP) типа
«РУР-Вибратор-П»
(РЯД унифицированных расходомеров),
обеспечивающие измерения массы поступающей из скважин газонефтяной смеси без предварительной сепарации.
Блок-схема групповой измерительной установки
ГЗУ-ВМР приведена на рис. 18.7. Она состоит из технологического блока 1 и блока вторичных приборов и
аппаратуры 11. Все первичные преобразователи (ПП)
BMP (ПП1—ППп) монтируют на приемной емкости ПЕ,
чем обеспечивается надлежащая жесткость закрепления
первичных преобразователей и исключение возможности
их затопления при снижении объема газа в извлекаемом из скважин флюиде. Приемная емкость
через обратный клапан ОК. и через задвижку з подключена к промысловому коллектору ПК.
Подключение каждой скважины к ПП осуществляется через свой обратный клапан ОК и
управляемый трехходовой клапан ТК.. Последний позволяет любую скважину или все скважины
одновременно переключать с измерения на промысловый коллектор, что бывает необходимо при
ремонте или поверке одного из первичных преобразователей.
К промысловому коллектору подключен дистанционный датчик давления ДД. В блоке
вторичных приборов и аппаратуры II размещены блоки предварительной обработки БПО по одному
на каждую скважину, коммутатор и полукомплект телемеханики ТМ, обеспечивающий передачу
информации, получаемой от BMP на диспетчерский пункт (ДП) промысла. Каждый БПО состоит из
аналогового АП и цифрового ЦП преобразователей. С выхода последнего комплекта за время,
отведенное для измерения расхода одной скважины, числа, пропорциональные массовому расходу
смеси (NG) и ее средней плотности (Nр), через коммутатор передаются на ДП промысла, где
обрабатываются по соответствующему алгоритму с целью получения расхода отдельных
компонентов смеси. В блоке II размещены также преобразователь напряжения в частоту (ПНЧ) и
цифровой преобразователь давления (ЦПД), позволяющие передавать на ДП усредненное за время
измерения значение коллекторного давления.
Если за время измерения BMP, подключенный к данной скважине, показал дебит меньший, чем
минимально возможный, то через ТМ на ДП вне очереди идет аварийный сигнал (AC) —остановка
скважины.
Недостатком ГЗУ-ВМР является то, что информация о работе каждой скважины может быть
получена только после обработки данных по этой скважине на ДП. Скважина при этом оказывается
непрерывно подключенной к ГЗУ, и объем памяти и мощность ЭВМ по ДП непомерно возрастают.
Значительно рентабельнее иметь на каждой ГЗУ микроЭВМ, которая будет выполнять все
служебные функции и вычислительные работы, связанные с обработкой получаемой с каждой
170
скважины информации. На ДП по определенной программе или по запросу передается только
интересующая промысел информация.
§ 5. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
Газоводонефтяная смесь, как это было показано в типовой технологической схеме
автоматизированного нефтедобывающего предприятия (см. рис. 18.1), после измерения дебита на
групповых измерительных установках поступает в сепарационные установки, где отделяется нефть
от газа и частично от воды. Это разделение осуществляется для: а) получения нефтяного газа,
используемого как топливо или как химическое сырье; б) уменьшения интенсивности
перемешивания нефтегазового потока и снижения возможности образования нефтяных эмульсий; в)
уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН).
Для первичной сепарации нефти и газа, а также оперативного измерения объема
отсепарированной нефти, выделившегося газа и обеспечиванкя дальнейшего транспорта нефти по
нефтепромысловым трубопроводам применяют блочные автоматизированные сепарационные
установки: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющие пропускную способность соответственно 750,
1500 и 3000 м3/сут.
Схема установки показана на рис. 18.8. Газонефтяная смесь через задвижку 12 направляется в
гидроциклонную головку 13 и далее поступает в верхний сепаратор, где газ отделяется от капель
жидкости. Далее нефть проходит через фильтр 16, турбинный счетчик 1 и направляется в
нефтесборный коллектор.
Камерная диафрагма 2,а, установленная на газовой линии, предназначена для измерения с
помощью дифманометра объема отсепарированного из нефти газа. Сепаратор оборудован
предохранительным клапаном 29, обеспечивающим уменьшение давления из сепарационной емкости
при его аварийном превышении. Для улавливания капель из уходящего газа предусмотрен
расширитель.
Системой автоматизации предусмотрены автоматическое регулирование уровня в сепараторе,
автоматическая блокировка установки при аварийном повышении уровня и давления и передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт. Регулирование уровня осуществляется двумя
механическими регуляторами уровня 6, 7, размещенными на нижней сепарационной емкости и
соединенными с исполнительными механизмами — регулирующими клапанами, расположенными
соответственно на линиях отвода выделившегося газа и отсепарированной нефти.
Автоматическая блокировка установки при аварийном взливе жидкости в сепараторе
выполняется с помощью сигнализатора уровня 8 типа ПФ-40-СУВЗГ-4, соленоидного пилотного
171
клапана 9 типа КСП-4М, осущителя 19 типа ОГ-8 и задвижки 10 с пневмоприводом, установленным
на линии поступления нефти в сепаратор.
Если уровень жидкости достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 выдает
электрический сигнал на клапан КСП-4М, который при этом обеспечивает подачу воздуха на
пневмопривод задвижки 10. Задвижка перекроет линию поступления нефти в сепаратор.
Осушитель газа 19 предназначен для подготовки газа, используемого в системе автоматики.
Автоматическая защита от превышения давления осуществляется с помощью датчика давления 3
(электроконтактный манометр ВЭ-16РБ), установленного на линии отвода газа после сепаратора.
При аварийном повышении давления сигнал от электроконтактного манометра поступает на КСП4М 9. Система блокировки, управляющая задвижкой 13, действует аналогично блокировке при
аварийном взливе жидкости. После устранения аварийной ситуации на сепарационной установке
задвижка 10 открывается вручную домкратом типа ВД-3.
Вторичные приборы размещены в шкафу автоматики, устанавливаемом на открытом воздухе
рядом с сепарационной установкой. Давления контролируют стандартными техническими манометрами.
Автоматизированные блочные сепарационные установки с насосной откачкой. Если после
сепарации давление, под действием которого выходит нефть, недостаточно для дальнейшего
движения по промысловой транспортной сети, применяют сепарационные установки типа СУН с
откачивающими насосами. Установки выпускаются трех модификаций: СУН-1-750-6, СУН-2-750-6,
СУН-1-1500-6. Первая цифра после буквенного шифра указывает на тип гидроциклонного
сепаратора — одноемкостный или двухъемкостный (1 и 2), второе число—на пропускную
способность установки (в м3/сут); третья цифра — на рабочее давление в сепараторе. Схема
установки показана на рис. 18.9. Технологическая схема аналогична схеме СУ (см. рис. 18.8),
Установка комплектуется двумя или тремя откачивающими насосами типа ЦС или МС,
смонтированными единым блоком на сварной раме. На установке СУН предусмотрено
автоматическое согласование пропускной способности с объемом поступающей в сепаратор
жидкости. Это выполняется механическим регулятором уровня РУМ 1, смонтированным в
сепараторе с регулирующим клапаном 2, установленным на линии выхода нефти после насосов, откачивающих жидкость. В случае внезапного прекращения подачи по сигналу электроконтактных
манометров 3, установленных на выкиде насосов, последние будут остановлены. При аварийной
остановке рабочего насоса схемой автоматики предусмотрено включение резервного.
Автоматическая защита установки при аварийном уровне в сепараторе осуществляется датчиком
предельного уровня 4 типа ДПУ-1М, включающим с помощью соленоидного пилотного клапана
КСП-4 задвижку с пневмоприводом 5 типа ПИТ-1, установленную на линии входа газонефтяной
смеси в сепаратор. Защита от аварийного превышения давления осуществляется электроконтактным
манометром. При этом, как и в случае аварийного повышения уровня, перекрывается входная линия.
172
При аварийном взливе жидкости в сепараторе, превышении в нем допустимого давления,
отключении насоса на диспетчерский пункт посылается сигнал аварии. На установке предусмотрен
местный контроль объема отсепарированной нефти с помощью турбинного счетчика 7. Объем
отсепарированного газа определяют с помощью переносного дифманометра ДТ-50, подключаемого к
установленной на выходе газа камерной диафрагме типа Д'КН-10. Для местного контроля давления в
сепараторе предусмотрен манометр 6.
Автоматизированные концевые блочные сепарационные установки. Предназначены они для
сепарации газа из нефти при атмосферном либо избыточном давлении, равном 5— 15 кПа. В схеме
установки, приведенной на рис. 18.10, сепарационный блок состоит из двух горизонтальных
емкостей 7 и 5, размещенных друг над другом и соединенных сточным патрубком 4. Верхняя
емкость служит для освобождения отсепарированного газа от сопутствующих капель жидкости.
Для этого в ней установлены отбойники грубой 9 и тонкой 3 очисток газа. Нижняя
сепарационная емкость обеспечивает полную сепарацию нефти. Сепарационный блок установлен на
высоком основании 18 для обеспечения движения отсепарированной нефти самотеком до
резервуарного парка. В зависимости от условий работы газосборной системы высота таких
оснований составляет 1; 9; 12 или 15м.
Поступающая нефть по лотку 10 попадает на распределитель 6, обеспечивающий равномерный
сток ее через патрубок 4 в нижнюю емкость. Далее нефть движется по лотку 2 тонким слоем, что
повышает эффективность сепарации. Патрубок 13 предусмотрен для выхода отсепарированного газа
из нижней в верхнюю емкость и для выравнивания давления в них. Для осаждения из нефти и
удаления механических примесей в нижней емкости установлена перегородка 16. Системой
автоматики предусмотрены регулирование уровня нефти в сепараторе и автоматическая защита при
аварийном превышении уровня. Механический регулятор 15 с исполнительным механизмом 17,
установленным на сливной линии, поддерживает заданный уровень в сепараторе. Механический
регулятор 12 с исполнительным механизмом 11 на входе в сепаратор обеспечивает защиту при
аварийном взливе нефти в сепараторе. Для измерения уровня нефти в сепараторе применяют
буйковый уровнемер 19 типа УБ-51-04. Для сигнализации аварийного превышения уровня жидкости
используют датчик 20 типа ДПУ-1, для сигнализации о предельном давлении—электроконтактный
манометр 14 типа ВЭ-16-РБ.
На верхней сепарационной емкости установлен предохранительный клапан 5 для сброса газа
при избыточном давлении. Для улавливания имеющихся в сбрасываемом газе капель предусмотрен
173
расширитель 1. Автоматизированные блочные концевые сепарационные установки выпускают с
пропускной способностью 1000, 2000 и 5000 м3/сут.
Автоматизированная блочная установка для сепарации и предварительного обезвоживания нефти. Блочная автоматизированная сепарационная установка типа БАС-100 позволяет уменьшить
количество воды, содержащейся в нефти, поступающей на установки подготовки (обезвоживания)
нефти, что улучшает режим работы последних и обеспечивает значительную экономию топлива (рис.
18.11). Нефть после сепарационных установок смешивается с горячей пластовой водой, поступающей с установок подготовки нефти, и направляется в отсек 7 на полки 6, где из нее выделяется газ и
поступает в газосборную сеть. Перепад давления между двумя отсеками, разделенными перегородкой 8, поддерживается регулятором 2, вследствие чего частично дегазированная нефть через
разделительный патрубок 14 поступает в отсек 9. Здесь регулятором 11 поддерживается заданный
уровень горячей пластовой воды. При движении эмульсии через этот слой воды происходит
интенсивное перемешивание, глобулы воды сталкиваются, укрупняются и осаждаются. Частично
обезвоженная нефть через патрубок 10 выводится из сепаратора и направляется на установку
подготовки нефти. Выделившаяся вода через патрубок 13 сбрасывается в дренажную линию. Объем
поступающей и уходящей с установки нефти измеряют турбинными расходомерами 1 и 12.
Регулирование уровня водонефтяного раздела осуществляется регулятором 2 типа РУР-1. В
случае аварийного взлива и превышения давления подаются аварийные сигналы соответственно датчиком предельного уровня 4 типа ДПУ-1М и электроконтактным манометром 5. При избыточном
давлении в сепараторе газ сбрасывается через предохранительный клапан 3.
174
§ 6. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для
транспортирования отсепарированной нефти на установки ее подготовки, применяют дожимные
насосные станции (ДНС). Схема автоматизированной блочной ДНС показана на рис. 18.12. Нефть от
групповых установок поступает в буферные емкости Е-1 и Е-2, в которых поддерживается давление,
равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на
приеме перекачивающих насосов Н-1 и Н-2. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу
она поступает в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки
нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны.
Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему.
Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.
Система контроля и управления ДНС, предназначенная для оперативного учета, поддержания
заданных параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных
ситуаций, обеспечивает: автоматическое регулирование пропускной способности ДНС;
автоматическую защиту ее при аварийных уровнях
нефти в буферных емкостях; автоматическое отключение насосов в аварийных случаях;
автоматическое регулирование давления сепарации; автоматическую защиту ДНС при аварийном
повышении или снижении давления в трубопроводах; автоматическую защиту газосборной линии и
открытие факельной линии при аварийном повышении давления в буферных емкостях;
автоматическую защиту трубопровода на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей и
открытие линии сброса газа при прекращении электроснабжения ДНС; автоматическое
регулирование температуры в помещениях щитовой, операторной и насосных станциях.
175
Автоматическое регулирование подачи насосов осуществляется с помощью автоматов откачки
21 и 23 типа АО-5. Если подача превышает объем нефти, поступающей и емкости за то же время,
уровень жидкости в последней будет понижаться и, когда он достигнет определенного нижнего
предела, автомат откачки замкнет контакт «нижний уровень». При этом включается реле времени
нижнего уровня (РВНУ), которое через каждую, минуту выдает импульсы продолжительностью 3—5
с. Это приводит к прикрытию установленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия
задвижек уровень поднимается, автомат откачки отключит РВНУ. Если после этого поступление
жидкости в емкости будет соответствовать откачке ее, проходное сечение задвижек не будет
меняться. Увеличение притока жидкости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в
емкостях начнет повышаться и, когда он достигнет верхнего предельного, автомат откачки включит
реле времени верхнего уровня РВВУ, которое будет посылать импульсы, открывающие задвижки на
выкиде насосов.
В случае аварийного превышения уровня нефти в емкостях датчики 25 и 26 типа ДПУ-1 подают
сигнал, отключающий соленоиды в клапанах КСП-4. При этом сжатый воздух давлением перекроет
линию входа нефти на ДНС. Одновременно на диспетчерский пункт (ДП) поступит сигнал аварии.
Если уровень жидкости в буферных емкостях снизится до нижнего предельного, от ДПУ-1 поступит
импульс, отключающий приводы всех насосных агрегатов. Задвижки на выкидных линиях насосов
будут закрыты и на ДП будет послан сигнал аварии.
Автоматическое регулирование давления сепарации осуществляется регулятором давления
прямого действия 2 с мембранным исполнительным механизмом, установленным на линии отвода
газа в газосборную сеть.
При повышении давления на входе ДНС более 0,6 МПа электроконтактный манометр подаст
импульс, обесточивающий клапаны 28. При этом вход нефти на ДНС будет перекрыт и на ДП будет
послан сигнал аварии.
Автоматическая блокировка (защитное перекрытие) газосборной линии и открытие линии
подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкости выполняются при помощи
электроконтактного манометра 19. соленоидных пилотных клапанов 18 и 17 и управляемых
запорных кранов, установленных на газосбор ной линии и на линии отвода газа на факел. При этом
на ДП будет послан сигнал аварии.
Автоматическое отключение насосов ДНС при аварийном снижении давления в напорном
трубопроводе осуществляется при помощи электроконтактных манометров 14 и 11, установленных
на напорных линиях после основного и резервного насосов. Автоматическое отключение насосов
при пожарах в помещениях нефтенасосных происходит в результате сигнала от тепловых датчиков 6
и 7 системы противопожарной защиты в блок местной автоматики, который поступает во время
повышения температуры в помещении нефтенасосов до 90 °С. Одновременно кран 29 перекрывает
трубопровод на входе ДНС.
Автоматическая блокировка трубопровода на входе ДНС, газопровода после буферных
емкостей и открытие линии сброса газа на факел при прекращении энергоснабжения ДНС
выполняются при помощи соответствующих запорных кранов и клапанов 17, 18 и 28. В случае
прекращения энергоснабжения ДНС соленоиды обесточиваются и через пилотные клапаны сжатый
воздух поступает на запорные краны. Для автоматического регулирования температуры в
помещениях щитовой и операторной применяются датчики температуры 31 и 32 типа ДТКМ-41 и
нагревательные приборы типа НВС 1,2/1,0, находящиеся в щитовой и операторной. Нагревательные
приборы автоматически включаются при температуре воздуха ниже +5 °С и выключаются при +20
°С.
Для предотвращения запотевания обмоток электродвигателей при их остановках в насосных
помещениях устанавливают нагреватели, включающиеся при остановке насосов и поддерживающие
температуру воздуха не ниже +5 °С.
На ДНС предусмотрен местный контроль: давления техническими манометрами общего
назначения в напорном трубопроводе, на приеме насосов Н-1 и Н-2, на газовой линии после
буферных емкостей и температуры ртутными техническими термометрами 4 на трубопроводах
нефти от насосной и газа после буферной емкости. Расход газа после буферных емкостей
определяется подключением переносного дифманометра к камерной диафрагме 1.
176
Для измерения расхода нефти на напорном трубопроводе установлены камерная диафрагма 5 и
сильфонный самопишущий дифманометр 9 типа 712Н. Уровень в буферных емкостях измеряется
электронными индикаторами уровня 20 и 27 типа ЭПУ-18М.
Системой автоматики предусмотрена предупредительная звуковая и световая сигнализация при
отклонениях давлений на приеме ДНС, в газосборной сети и в трубопроводе после регулятора
давления. Для этого предусмотрены электроконтактные манометры 19 и 30. Предусмотрена также
сигнализация при утечках в сальниках насосных агрегатов и обесточивании электрических цепей
автоматики.
Поплавковые датчики уровня 10 и 13, установленные в емкостях для сбора утечек нефти,
обеспечивают автоматическую откачку ее. Контрольные вопросы
1. Дайте характеристику нефтедобывающего предприятия как объекта автоматического
управления. Назовите главные принципы «Основных положений по обустройству и автоматизации
нефтедобывающих предприятий».
2. Объясните принцип действия схемы автоматизации нефтяной фонтанной скважины. Какие
специальные средства для этого применяют?
3. Объясните принцип действия схемы автоматизации нефтяной скважины с электропогружным
насосом.
4. Каково назначение схемы автоматизации нефтяной скважины, оборудованной СКН?
5. Расскажите о схеме устройства и работе групповых измерительных установок типа
«Спутник-А».
5. Расскажите о назначении и принципе действия измерительных групповых установок типа
«Спутник-Б».
6. Как устроена и работает групповая измерительная установка «Спутник- ВМР»?
7. Объясните схему автоматизации блочных сепарационных установок без откачки нефти типа
СУ-2, с насосной откачкой — типа СУН и концевых блочных сепарационных установок.
8. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки для сепарации и
предварительного обезвоживания нефти.
9. Каково назначение системы контроля и управления автоматизированных блочных дожимных
станций (ДНС)?
10. Расскажите об обеспечении автоматического регулирования уровня н давления на ДНС.
Глава 19
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДГОТОВКИ И ОТКАЧКИ ТОВАРНОЙ НЕФТИ
§ 1.ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ЗАДАЧИ
АВТОМАТИЗАЦИИ
В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою
скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких до десятков процентов
Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солеи приводит к увеличению
расходов на ее транспорт, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения
при переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Согласно действующим ГОСТам, в
товарной нефти содержание воды должно быть не более 1%, хлористых солей - не более 40 мг/л.
Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке заключающейся в
обезвоживании и обессоливании. Такая обработка называется подготовкой нефти.
Из методов деэмульсации на промыслах наиболее распространены термохимические. Более
80% всей добываемой нефти обрабатывается на термохимических установках. Блочное оборудование
таких
установок,
выпускаемое
заводами,
поставляется
на
промыслы
полностью
автоматизированным, в отлаженном состоянии MOHTHDV-ется оно на месте в течение 15-20 дней.
Разработана номенклатура блочного автоматизированного оборудования термохимических
установок заводского изготовления: нагреватели-деэмульсаторы УДО-2М, УДО-3, СП-1000
«Тайфун» и др.
Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ) показана на рис. 19.1.
Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после I ступени
сепарации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий коллектор, из
177
которого направляется в коллектор — гаситель пульсаций 2. Перед этим коллектором по
трубопроводу 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую поверхностно-активные вещества
(ПАВ), способствующие разрушению эмульсии. Затем эмульсия поступает в каплеобразователь 4 и
далее в сепараторы второй ступени 5, а выделившийся газ направляется в сборный газопровод 3, по
которому транспортируется на газоперекачивающий завод (ГПЗ).
Далее газ проходит через турбосепаратор 10, где очищается от капельной взвеси. Вода по
водоводу 39 автоматически сбрасывается в резервуаротостойник 36 с гидрофильным фильтром.
Обводненную нефть из сепараторов направляют в теплообменники 6, в которых происходит
предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей смесью, прошедшей блок нагрева 7 и
теплоизолированные сепараторы 9.
Сепараторы предназначены для отделения газовой фазы, образующейся в блоке нагрева 7, и
интенсификации отделения воды от нефти в отстойниках 12. Вода из отстойников автоматически
сбрасывается в резервуар-отстойник 36, а нефть направляется в смеситель 14. В отстойниках
практически получают обезвоженную нефть, содержащую воды не более 1%. На этой стадии процесс
обезвоживания заканчивается.
При отделении минерализованной пластовой воды нефть одновременно частично
обессоливается. Однако в обезвоженной до 1 % нефти содержится порядка 2000—3000 мг/л солей,
что недопустимо, так как может привести к коррозии трубопроводов и оборудования НПЗ. Для более
глубокого обессоливания в поступившую в смеситель 14 обезвоженную нефть по линии 28 подается
горячая пресная вода (от 2 до 5% к общему объему нефти). Для предотвращения образования
эмульсии по линии 13 подается ПАВ. Пресная вода с ПАВ 'и обезвоженная нефть интенсивно
перемешиваются и поступают в каплеобразователь 15 для предварительного выделения воды. Затем
для окончательного разделения смесь направляют в герметизированные теплоизолированные
отстойники обессоливания 17. Основное назначение смесителя 14 и каплеобразователя 15—создать
условия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды,
оставшихся в нефти после ее обезвоживания.
Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под собственным давлением через
регулируемый штуцер 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых насосом-компрессором
19 поддерживается вакуум. Из концевых сепараторов кондиционная нефть самотеком поступает в
буферные емкости (резервуары) 22 и далее насосом 23 перекачивается через автоматизированную
178
установку 24 учета товарной нефти. Если содержание воды и соли в нефти превышает допустимую
норму, на установке учета будет автоматически перекрыт кран 26 и открыт кран 25. При этом
некондиционная нефть снова будет направлена на обезвоживание и обессоливание. Кондиционная
нефть проходит через расходомеры 27 типа «Норд» и далее, пройдя через сепаратор 29, поступает в
резервуары 32 товарного парка и оттуда насосами 31 откачивается в магистральный нефтепровод 32.
Отделенная в отстойниках от нефти пластовая вода отводится по водоводу 35 в резервуаротстойник 36. Из этого резервуара часть воды насосом 38 подается по линии 40 на вход коллектора—
гасителя пульсаций, а большая часть ее откачивается насосом на кустовые насосные станции (КНС)
системы поддержания пластовых давлений (ППД).
Задачей автоматизации технологического процесса является автоматическое поддержание
уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и
промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных
режимов. Схемой автоматизации должен быть также предусмотрен автоматический контроль
основных параметров технологического процесса.
§ 2. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Автоматизированная деэмульсационная установка «Тайфун 1-400» (рис. 19.2) состоит из
блоков сепарационного, деэмульсационного и местной автоматики.
179
Сепарационный блок 2 представляет собой вертикальную емкость с гидроциклонным устройством.
Деэмульсационный блок 1 собран в горизонтальной емкости на металлической раме. Внутри емкость
разделена перегородками на отсеки: нагревательный I, отстойный II, нефте- и водосборный III и IV.
В нагревательном отсеке смонтированы два газонагревателя и перфорированный распределитель
потока; в отстойном отсеке — емкость для хранения химреагента и расходомер 8 щелевого типа для
измерения массы отстоявшейся нефти; в водосборном отсеке — регулируемый сифон 4 для
поддержания межфазного уровня и регулятор уровня 5 типа РУМ-17. Такой же регулятор уровня
установлен в нефтесборном отсеке.
Водонефтяная эмульсия или частично обезвоженная нефть с сепарационных установок
поступает в сепарационный блок, в котором отделяется нефтяной газ. Затем эмульсия поступает в
нагревательный отсек, куда подается определенная доза химического реагента. Эмульсия, разбитая
перфорированным распределителем на множество мелких потоков, проходит вертикальным
противотоком через слой горячей промывочной воды. При этом глобулы воды из эмульсии
поглощаются этой водой. Далее эмульсия и выделившаяся вода поступают в отстойный отсек, где
происходит гравитационный отстой воды. Обезвоженная нефть переливается в нефтесборный отсек
и оттуда направляется в резервуар товарной нефти.
Отделившаяся вода под действием гидростатического давления через регулируемый сифон
протекает в водосборный отсек, откуда передается на установку очистки воды для подготовки ее к
закачке в нефтяные пласты.
Системой контроля и аварийной защиты обеспечиваются сигнализация при отклонении
параметров от заданных значений и отключение подачи газа на горелки. Процесс горения
управляется терморегулятором. Регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан системы
контроля процесса горения смонтированы на наружных трубопроводах деэмульсационного блока.
Контрольно-измерительные приборы собраны на отдельной панели.
Блок местной автоматики выполнен в виде отдельного шкафа, в котором смонтирована
электрическая схема контроля управления и сигнализации.
Производительность
установки
46*10-4 м3/с (~400 м3/сут).
Установка «Тайфун 1-1000» имеет производительность 115,7*10-4 м3/с (~1000 м3/cyт).
Схема ее приведена на рис. 19.3. Деэмульсационная часть установки собрана в горизонтальной емкости Е-1, разделенной поперечными перегородками на три основных отсека. Два из них—А и Д,
размещенные в торцах емкости, нагревательные. Они связаны между собой трубой, выведенной за
пределы емкости, и оборудованы топочными устройствами с дымовыми трубами. Среднюю часть
емкости занимает отстойный отсек, внутри которого врезан баллон Е-4 с 30-суточным запасом
чистого химического реагента. Снаружи на верхней части деэмульсационной емкости,
смонтированной на раме, установлен горизонтальный сепаратор Е-2, оборудованный
гидроциклонными устройствами.
180
Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепаратор, откуда выделившийся газ
отводится с установки в газовый коллектор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней
части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков,
проникает в полость Б, заполненную горячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется
из нефти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с установки. Всплывающая нефть
через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда действием избыточного давления
вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в полости Е осуществляется
вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение
нефти и воды происходит в отстойном отсеке Н, откуда обезвоженная нефть через щель в
перегородке перетекает в сборную камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня
отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая
некоторое количество неотработанного деэмульгатора, поступает в камеру, откуда откачивается
насосом Н-2 в линию сырой нефти перед входом ее на установку. Подача этого насоса регулируется
автоматически с помощью исполнительного механизма регулятора уровня.
181
Раствор деэмульгатора готовится автоматически смешением чистого химического реагента,
подаваемого дозировочным насосом Н-3 из баллона Е-4, с пластовой водой из отсека Н. В топках деэмульсатора сжигается газ, выделившийся в процессе сепарации на установке. Для этого
необходимое количество газа проходит через осушитель Е-3. На трубопроводах подвода газа к
горелкам смонтированы регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан для аварийного
отключения. Процесс горения регулируется по температуре жидкости в отсеках Б и А. Аппаратура
управления установкой собрана в блоке местной автоматики.
Автоматизированная блочная деэмульсационная установка УДО-2М отличается высокой
производительностью.
Производительность ее при обводненности поступающей водонефтяной эмульсии, равной 30%,
до 2000 т/сут.
Установка состоит из блоков: теплообменника, нагрева и отстоя, местной автоматики и
реагентного хозяйства.
В водонефтяную смесь перед входом в теплообменник при помощи насоса вводится
деэмульгатор. После теплообменника смесь поступает в блок нагрева и отстоя (рис. 19.4),
представляющий собой горизонтальную емкость, разделенную перегородками на три отсека. В
первом I и втором II отсеках имеются нагревательные трубы, внутри которых установлены
инжекционные газовые горелки. Водонефтяная смесь поступает сначала в I отсек, где нагревается до
температуры 90 °С. При этом здесь происходит частичное обезвоживание. Выпавшая вода
накапливается в нижней части отсека и периодически направляется на К.ССУ.
Частично обезвоженная нефть переливается по перепускному трубопроводу во II отсек, где
продолжается аналогичный термохимический процесс обезвоживания. Затем по перфорированной
трубе она поступает в III отсек, где проходит через слой несмолистой древесины и окончательно
обезвоживается. Горячая обезвоженная нефть поступает в теплообменник, где отдает тепло
встречному потоку неподготовленной нефти, охлаждается и поступает на установки учета товарной
нефти.
Для обессоливания безводных нефтей они в специальном устройстве смешиваются с пресной
водой. Полученная при этом искусственная эмульсия затем разрушается в УДО-2М, а выпавшая вода
промывает нефть, растворяет ее соли и сбрасывается. Выделившийся при нагревании эмульсионной
нефти газ поступает на компрессорную станцию. Часть этого газа очищается и используется в топках
установки УДО-2М.
182
Автоматическое регулирование температуры осуществляется терморегулятором 6 прямого
действия типа РТ-50 с термобаллоном в качестве чувствительного элемента. Клапаны 2 и 4
регулятора и отсекатель 3 установлены на линии подачи газа к форсункам. Давление газа
регулируется регулятором 1 прямого действия. Уровень раздела фаз (воды—нефть) поддерживается
механическими регуляторами поплавкового типа, которые управляют заслонками, установленными
на дренажных патрубках.
При угрозе аварии установка может быть выключена по сигналам датчиков предельного
давления и предельного уровня. При этом на диспетчерский пункт поступит общий аварийный
сигнал. В качестве датчика предельного давления используется электроконтактный манометр 5 типа
ВЭ-16, а в качестве датчика предельного уровня — поплавковый уровнемер с микропереключателем.
Вторичные приборы автоматики и узел телемеханики размещены в отдельном блоке местной
автоматики.
§ 3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ИЗМЕРЕНИЕ МАССЫ ТОВАРНОЙ НЕФТИ
На нефтяных промыслах для безрезервуарной сдачи нефти с промысла в трубопровод
применяют выпускаемые комбинатом автоматики ММГ Венгерской Народной Республики станции
учета нефти (СУН) КОР-МАС. Эти системы (станции учета) предназначены для измерения
массового расхода и объема протекающей по трубопроводу газонефтяной смеси и чистой нефти,
влагосодержания, солесодержания и плотности.
Станция учета состоит из технологической части, узла качества, электронного блока, блока
передачи и сигнализации данных, блока цифропередачи и турбопоршневого устройства.
Технологическая часть содержит три измерительные ветви (рабочую, резервную, контрольную),
в которых находятся задвижки, фильтры, датчики перепада давления (дроссельные устройства),
струевыпрямители и турбинные расходомеры.
Измеряемый поток входит в измерительную установку по трубе 13 (рис. 19.5) и выходит по
трубе 16. Турбинные расходомеры 4'—4"' (два рабочих и один контрольный) смонтированы в параллельные измерительные ветви. Измерители качественных параметров (плотности 7, влагосодержания
9 и солесодержания 6) смонтированы в отводной части на выходной части трубопровода. Прокачка
нефти через отводную часть осуществляется насосом 8.
Для обеспечения качественных 'измерений предусмотрены фильтры и струевыпрямители 3'—
3′′′. Для контроля работы установки на входе и выходе установлены манометры 11 и 14 и
термометры 12 и 15. Для поверки турбинных расходомеров в комплект СУН входит турбопоршневая
установка 1, к которой с помощью задвижек 5' — 5"' можно подключить любой из расходомеров.
Кроме того, показания турбинных расходомеров могут быть проверены путем сравнения с
показаниями образцового расходомера 23 типа Ультраквант, который подключается к измерительной
линии соответствующими переключателями.
Сигналы от измерительных турбин (от каждой в отдельности) поступают в операционное
устройство 20, где имеются аналоговый и цифровой интеграторы. На входе интегратора получается
183
сигнал, пропорциональный объему нефти, протекающей через два расходомера. Объем считывается с
аналогового прибора. Выходные импульсы цифрового интегратора делятся цифровым делителем на
калибровочный коэффициент К, в результате чего импульсы, выходящие из делителя, соответствуют
объемным единицам нефти, протекающей через расходомеры. Эти импульсы суммируются
электрическим счетчиком.
Сигнал плотномера поступает на аналоговый прибор и далее в операционный блок. Сигналы
измерителей влагосодержания через аналоговый интегратор также попадают в операционный блок.
Их значения могут также считываться с аналоговых вторичных приборов.
В операционном блоке электрические сигналы от турбинных расходомеров из цифрового
интегратора, пропорциональные объемному расходу нефти, и сигнал аналогового интегратора,
пропорциональный сумме объемного процента влаго- и солесодержания, а также выходной сигнал
электронного блока плотномера автоматически пересчитываются в показатели массы брутто и
чистой нефти, протекающей по СУН.
Сигналы, соответствующие двум значениям расхода, попадают в цифровой делитель, где
происходит деление на калибровочный коэффициент К. На выходе двух делителей получаются
импульсы, соответствующие массе брутто или чистой нефти, выраженной в единицах коммерческого
учета. Их суммируют электромеханические счетчики, с которых считывается их значение.
Для отбора средней пробы жидкости из трубопровода, характеризующей среду за
определенный промежуток времени, необходимый для лабораторных исследований, на СУН
предусмотрен автоматический пробоотборник 10, который получает управление от блока 22.
Станция учета нефти (СУН КОР-МАС) имеет следующую техническую характеристику:
максимальный расход через одну измерительную ветвь 270; 550; 1100; 1900; 2700; 4000 м3/ч; рабочее
давление—1,6; 4; 6,4 МПа; рабочая температура 0—50°С; температура окружающей среды 5—50 °С;
вязкость измеряемой среды (6—50) 10-6 м2/с; плотность измеряемой среды (750—930) кг/м3; содержание воды от 0 до 2%; содержание солей (0—50 и 0—500) мг/л.
Приведенная погрешность измерения массы нефти ±0,5% от предела измерения. Диаметр
измерительного трубопровода 100; 150; 200; 300; 400 мм.
§ 4. АВТОМАТИЗАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
Нефтеперекачивающие насосные станции предназначены для откачки товарной нефти с
промысла потребителю. Целью автоматизации перекачивающих станций является обеспечение их
безопасной и безавариной эксплуатации, сокращение простоев насосных агрегатов, поддержание
оптимальных режимов перекачки, а также обеспечение работы без обслуживающего персонала
непосредственно в насосной.
В настоящее время на нефтяных промыслах используются автоматизированные блочные
насосные станции БННС-10000-30, разработанные ВНИИСПТнефтью. На этих установках кроме
откачивающих насосов установлены подпорные насосы, обеспечивающие работу станции учета
нефти. Общий вид установки БННС-10000-30 показан на рис. 19.6. Устаноква состоит из блока
управления 1, блочной комплектной трансформаторной подстанции 2 типа 2КТП-400/6 KB,
блока распределительных устройств 3 мощностью 6 кВ, трех блоков основного насоса 4, станции
учета нефти 5 и двух блоков подпорного насоса 6.
Блок основного насоса смонтирован в помещении, изготовленном из стальной сварной
конструкции, обшитой стальными листами с утеплительной прослойкой, установленном на
184
металлическом сварном основании. Оборудование блока состоит из насосного агрегата,
включающего центробежный насос НД9ХЗ, электродвигателя ВАО-132-2, электроприводной
задвижки КЛПЭ-40-150, установленной на выкидной линии, и двух электроприводных задвижек
КЛПЭ-16-50 на линии системы охлаждения насосов, обратного клапана КОП-150-40 на выкидной
линии и вентилятора.
В состав блока подпорного насоса входят: насосный агрегат, включающий электродвигатель
ВАО-102-4 и центробежный насос
НДВ, электроприводная задвижка КЛПЭ-16-250 на всасывающей линии насоса, обратный
клапан КОП-150-40 на выкиде насоса, емкость для сбора нефти, вытекающей вследствие неплотного
соединения сальников основных и подпорных насосов, и насосный агрегат, предназначенный для
откачки утечек.
Как и основной насосный блок, блок подпорного насоса размещен в утепленном помещении и
смонтирован на раме-санях.
В блоке управления установлены блоки управления основными и подпорными насосами и
общий блок управления. Помещение блока управления обогревается электрическими отопителями,
позиционное регулирование которых осуществляется датчиком температуры ДТКБ-53.
Работа установки БННС-10000-30 осуществляется следующим образом. Нефть из резервуара 6"
(рис. 19.7) поступает на прием подпорного насоса 2. Второй подпорный насос 10—резервный. После
насоса 2 нефть под давлением 0,66 МПа через вентиль 9 направляется в установку 22 учета
количества и качества нефти. Если нефть окажется некондиционной, то она автоматически
возвращается на установку подготовки нефти.
Кондиционная нефть после установки учета попадает на прием перекачивающих насосов 21 и
16. Насос 15 в это время является резервным. В помещении подпорных насосов установлены емкости
8 и 11 для сбора нефти, пропускаемой сальниковыми уплотнениями основных и подпорных насосов.
Собранная нефть откачивается насосами 4 или 7.
Автоматический пуск насосной станции осуществляется по электрическому сигналу датчиков
предельного уровня 5 типа ДПУ-1 по достижении заданного уровня нефти в резервуаре 6. При этом с
блока управления 14 подается импульс на электропривод задвижки 3, установленной на
всасывающей линии насоса 2. Когда задвижка полностью откроется, замкнется контакт
установленного на ней концевого. выключателя КВО, при этом установленное в блоке управления
подпорным насосами реле времени включает электродвигатель 1 подпорного насоса. Одновременно
замыкается второй контакт реле времени и на блоке управления появляется сигнал о том, что
задвижка 3 открыта.
В реле времени имеется третий контакт, замыкание которого подготавливает цепь аварийных
блокировок подпорного насоса 2.
Для включения в работу перекачивающих рабочих насосов 21 и 16 необходимо, чтобы
контактор станции управления рабочим подпорным насосом 2 при запуске последнего одновременно
включал цепи питания реле времени в блоках управления перекачивающих насосов. Эти реле имеют
по три контакта. При срабатывании первых контактов с блоком управления перекачивающими
насосами подаются импульсы на электроприводы задвижек 20 и 17, установленных на линиях
185
системы охлаждения насосов. Указанные задвижки снабжены контактными устройствами,
позволяющими определять положение задвижек (открыто-закрыто). При замыкании вторых
контактов реле времени, если задвижки 20 и 17 открыты, включаются магнитные пускатели
электродвигателей задвижек 12 и 13 на выкидных линиях насосов 21 и 16. Замыкание третьих
контактов реле времени приведет к включению магнитных пускателей электродвигателей основных
насосов 21 и 26. Одновременно на табло блока управления загораются лампочки, сигнализирующие
о том, что основные рабочие насосы функционируют и задвижки на их выкидных линиях открыты.
В случае аварийных ситуаций схемой управления предусмотрено автоматическое отключение
перекачивающих насосных агрегатов. При снижении или превышении давления сверх допустимых
пределов от электроконтактных манометров 18 и 19, установленных на всасывающих и выкидных
линиях насосов, поступают электрические импульсы в блок управления насосами. При этом
реле в блоке управления обесточивается и соответствующий насосный агрегат отключится.
Одновременно с отключением насосного агрегата, находящегося в аварийном состоянии, включается
резервный насосный агрегат.
Точно так же в случае остановки подпорного насоса автоматически отключается
перекачивающий насосный агрегат, но резервный при этом не включается.
Температура подшипников насосного агрегата контролируется аппаратурой температурной
защиты АТВ-229. При перегреве датчик выдает сигнал в блок управления и насос отключится.
При угрозе затопления помещения насосного блока датчик предельного уровня ДПУ-1,
установленный в специально заглубленной емкости, пошлет аварийный сигнал в блок управления и
насосный агрегат будет остановлен.
Противопожарная защита осуществляется с помощью датчиков пожарной сигнализации ДПС038, которые во время резкого повышения температуры в помещении блока насосной посылают
сигнал через промежуточный исполнительный орган ПИО-017 в блок управления. При этом
отключается горящий насосный агрегат и блокируется вся насосная станция.
Если насосный агрегат после запуска не начал работать или при работе не развивает
необходимое давление, установленный на выкидной линии электроконтактный манометр подаст в
блок управления сигнал на отключение подпорного насоса. Одновременно закроется задвижка на
всасывающей линии насоса. В случае порыва нефтепровода на приеме или выкиде насосной станции
по сигналу электроконтактных манометров, установленных на приемных и выкидных линиях всех
насосов, произойдет общее аварийное отключение насосной станции. Вся насосная станция
отключается также в случае прекращения подачи электроэнергии.
В помещении каждого из насосных блоков установлено по два вентилятора, один из которых
является резервным. Основной вентилятор включается сразу же при включении насосного агрегата.
Резервный включается при температуре в помещении выше установленного предела или при
достижении концентрации паров в помещении насосной, равной 20% от взрывоопасной.
Для контроля и регулирования температуры в помещении блока насосных применяют датчики
температуры ТДП-231у. Концентрация взрывоопасных газов контролируется датчикомсигнализатором горючих газов СГГ-2. При достижении установленной предельной концентрации
паров по сигналу от СГГ-2 блок управления включит резервный вентилятор, одновременно
обесточив сигнализатор. Через 2—3 мин резервный вентилятор отключится и на сигнализатор
горючих газов будет подано питание. Этот цикл автоматически повторяется до тех пор, пока
концентрация взрывоопасных паров не снизится до допустимых пределов. Поддержание
установленной температуры в помещении насосного блока регулируется датчиком ДТКБ-52,
управляющим включением и отключением электрического отопителя.
В блочной насосной станции предусмотрена сигнализация: состояния насосных агрегатов
(работает не работает); положения задвижек на всасывающих и выкидных линиях насосов, а также
на линиях охлаждения основных насосов (открыто-закрыто); перегрева подшипников насосных
агрегатов; возникновения пожара. При пожаре автоматически включается сирена.
Производительность блочной насосной станции БННС-10000-30 10000 т/сут; давление 3 МПа.
Контрольные вопросы
1. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки подготовки нефти
«Тайфун-1-400» и «Тайфун-1-1000».
186
2. Объясните схему устройства и принцип работы автоматизированной блочной
деэмульсационной установки УДО-2М.
3. Объясните назначение и технические требования к станциям учета нефти.
4. Как устроена станция учета нефти типа КОР-МАС?
5. Объясните технологическую схему блочной нефтеперекачивающей насосной (БННС)
станции и требования, предъявляемые к системе ее автоматизации.
6. Объясните принцип действия схемы автоматического запуска насосной станции.
7. Какие защиты предусмотрены схемой автоматизации БННС и как они выполняются?
Глава 20
АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИИ
§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ (ППД)
К основному наиболее распространенному и эффективному методу поддержания пластовых
давлений относится метод законтурного и внутриконтурного заводнения, заключающийся в закачке
в нефтяные пласты воды через нагнетательные скважины, находящиеся либо за контуром
нефтеносности, либо внутри него — между добывающими скважинами. На месторождениях, где
применяется этот метод, в настоящее время добывается более 85% всей нефти в стране.
В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных районов применяют две схемы
подачи воды. При первой схеме воду забирают из-под русловых скважин и подают непосредственно
в магистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный водозабор) эта
вода очищается и нет необходимости в дополнительной очистке ее.
При второй схеме вода поступает самотеком из открытых водоемов на станцию I подъема,
откуда ее подают на станции очистки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и подается в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные
станции (КНС), откуда по нагнетательным скважинам закачивается в пласт.
Главное условие, которому должна отвечать вода, закачиваемая в пласт, — она не должна
снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию оборудования и трубопроводов
при перекачке и нагнетании ее в пласт. Согласно существующим нормам, вода, предназначенная для
закачки в пласты, должна содержать взвешенных частиц не более 2 и железа — не более 0,3 мг/л.
Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами
чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема
(сернокислого алюминия), вызывающего коагулирование механических взвесей в воде при
добавлении его в воду. В растворные баки насыпают глинозем, заливают воду и в течение
нескольких часов перемешивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколько часов.
Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в
определенной дозе в смесители. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой
промежуточное звено, в котором происходит равномерное распределение реагента в воде. Раствор
коагулянта в смесители поступает сверху, а вода — снизу, т. е. навстречу потоку, вследствие чего
происходит бурное перемешивание.
Осветлители предназначены для основной очистки воды от механических взвешенных частиц.
Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя
через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные частицы в результате
коагуляции удерживаются в воде на определенной высоте и служат фильтром, задерживающим
взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от
механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и
самотеком поступает в фильтры.
В фильтрах происходит окончательная очистка воды. Фильтры представляют собой бетонные
емкости, на дне которых лежит двухфракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя
через слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в резервуары чистой воды.
Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на
сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в
нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина оборудована каркасно-стержневым
фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра — несколько метров, диаметр до 300 м. На устье
187
скважины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измерительных приборов и
задвижка, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м.
Скважины соединены
несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумкотлам, расположенным в
помещении насосной станции I подъема.
Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудованием сооружают в тех
случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому
сифоном невозможно поднять воду из скважины или требуется большое заглубление насосной
станции, скважин и коллекторов. Скважины оборудованы индивидуальными насосами,
развивающими напор от 10 до 50 м. На месторождениях Башкирии и Татарии применяют вертикальные центробежные насосы АТН-10 и горизонтальные—6 НДВ.
Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения.
Если прием осуществляется от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в
здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех
центробежных насосов АЯП или НДВ с подачей 300—400 м3/ч и напором 300—500 м, двух вакуумнасосов и двух вакуумкотлов, к которым присоединены сифонные водоводы.
Вода сначала поступает в вакуумкотлы и оттуда откачивается центробежными насосами в
систему магистральных водоводов. Привод насосов — двигатели ДАМСО мощностью 500 кВт. Два
водокольцевых вакуум-насоса с подачей 1,5—2 м3/мин обеспечивают вакуум до 83%. Насосы
работают от короткозамкнутых асинхронных электродвигателей мощностью 15—30 кВт.
Если поступление воды осуществляется самотеком из закрытого бассейна, на насосной станции
I подъема устанавливают три насоса типа НД (два рабочих, один — резервный) с подачей 225 л/с и
напором 30 м. Насосы приводятся в действие электродвигателями ДАМСО мощностью 115 кВт.
Вследствие того что самотеком приемный коллектор станции не полностью заполняется водой, для
запуска
центробежных насосов установлены два вакуум-насоса с подачей 20 м3/ч и двигатель
мощностью 20 кВт. Установлены также насос с подачей 72 м3/ч и двигатель мощностью 1,7 кВт для
откачки из амбара воды, которая набирается в результате утечек на станция.
Насосные станции II подъема являются промежуточными перекачивающими объектами.
Обычно они однотипны и отличаются тем, что одни находятся полностью под заливом, другие —
частично. В насосной станции II подъема устанавливают до четырех насосов (один из них
резервный) с подачей 1000 м3/ч и напором 194 м. В качестве привода используют двигатель ДПП
мощностью 465 кВт.
Кустовые насосные станции (КНС) являются основным технологическим объектом системы
заводнения. Каждая КИС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с
обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлен а распределительная гребенка,
находящаяся под высоким давлением;
помещений распределительного устройства напряжением 6 кВ и обслуживающего персонала;
аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами; открытой
подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС.
Как правило, в соответствии с подачей насосов (Qн=3600 м3/сут) и средней приемистостью
скважин (Qc==450 м3/сут) один насос обслуживает до восьми скважин.
Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она
представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них
закачивают воду в пласт.
Требования к автоматизации в телемеханизации систем ППД определяются ее ролью в
технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями устройства и
функционирования объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести:
1) водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребности нефтедобычи и
пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной
работы объектов системы; 2) перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости
скважин; 3) режим работы системы зависит от качества исходной воды, в то же время
технологический процесс очистки воды сравнительно сложен; 4) технологические объекты системы
ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев находятся на больших расстояниях от
основных нефтепромысловых и населенных пунктов; 5) все объекты ППД взаимосвязаны через пере188
качиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного
центра.
На основе анализа требований к объектам системы ППД и условий их эксплуатации, а также в
соответствии с «Основными положениями по обустройству и автоматизации объектов
нефтедобывающей промышленности» предусматривается автоматизация: станций I и II подъемов,
водозаборных и сифонных скважин, станций очистки и кустовых насосных станций.
Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную работу при
отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны
быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое
включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное
дистанционное управление насосными агрегатами с управляемыми задвижками, сигнализация на
диспетчерский пункт (ДП) об исполнении команд, аварийных ситуаций и передача измерительной
информации.
Схемой автоматизации должна быть предусмотрена возможность перехода с дистанционного на
местное управление.
§ 2. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ
ВОД И АВТОМАТИЗАЦИЯ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН
Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод (УОВ) предназначены для
очистки сточных вод от остаточных нефтепродуктов и механических примесей и доведения
обрабатываемой воды до таких кондиционных характеристик, которые позволяют применять эту
воду в системе ППД. Установки разработаны трех типоразмеров: УОВ-750 производительностью 750
м3/сут, УОВ-1500— 1500 м3/сут и УОВ-3000 — 3000 м3/сут.
Установка (рис. 20.1) состоит из трех блоков: напорного отстойка 1 импеллерного флотатора 7
и сепаратора 11. Кроме того, в состав установки входит блок местной автоматики БМА-35.
Блок напорного отстойника предназначен для предварительной очистки сточных вод от
нефтепродуктов и механических примесей. Блок импеллерного флотатора служит для основной
очистки сточных вод от нефти и механических примесей. Блок сепаратора — последняя ступень
обработки воды. Он включает секции для очистки воды 17, для уловленной нефти 16 и для раствора
ингибитора коррозии 13. Кроме того, в блок сепаратора входят насосные агрегаты 13 для откачки
уловленной нефти на установку подготовки нефти, 18—для подачи воды на кустовые насосные
станции (КНС) и 19— для ввода ингибитора коррозии в воду, перекачиваемую на КНС.
Установка работает следующим образом. Сточная вода после установки подготовки нефти под
избыточным давлением поступает в емкость блока отстойника 1. В емкости смонтированы
вертикальные перегородки, благодаря которым процесс обработки жидкости гравитационным
методом наиболее эффективен. Перегородка первого отсека служит отбойником для наиболее
крупных механических частиц, которые оседают на поддон и поступают по трубопроводу на иловую
площадку. Далее в обрабатываемой воде, проходящей через систему перегородок, вследствие
инерционных усилий, получающихся при крутых поворотах, происходит коалесценция мелких
капель нефти. Выделившаяся нефть собирается в вертикальной цилиндрической камере 4, откуда она
автоматически сбрасывается межфазным регулятором уровня 3 типа РУМ-18 и отсек 16 сепаратора
11. Из последнего отсека отстойника вода поступает в блок импеллерного флотатора 7, на днище
которого смонтирован импеллерный блок. Его крыльчатка связана с газовой линией вертикальной
трубой, проходящей в центре емкости флотатора. Внутри флотатора имеется перфорированная труба,
через которую поступающая вода выходит мелкими струями. Чистая вода, накопляющаяся в донной
части флотатора, отводится по вертикальной трубе в сепаратор 11. При вращении импеллерной
крыльчатки обрабатываемая вода отбрасывается к стенкам флотационной емкости, отчего в центральной донной области создается разряженная зона, в которую по центральной трубе подается газ
сепарации. Импеллерная крыльчатка диспергирует газ на мельчайшие пузырьки, устремляющиеся
через поток жидкости вверх флотационной емкости.
189
При
этом
взвешенные
частицы
эмульгированной в воде нефти увлекаются
всплывающими вверх пузырьками газа и в
виде пены собираются на поверхности воды.
Нефть стекает в пеносборный бункер,
расположенный в верхней части флотатора,
откуда направляется в отсек 16 блока
сепаратора. Автоматическое регулирование
расхода газа, подаваемого во флотатор,
осуществляется с помощью установленного
на линии подачи газа регулятора давления
прямого действия типа РПД-4 и жиклера 9,
поддерживающего постоянство расхода газа.
Газовый счетчик 8 типа РГ-250 предназначен
для периодического контроля расхода газа и
настройки регулятора давления.
Качество
обработки
воды
флотационным
методом
зависит
от
поддержания
определенного
перепада
давления во флотаторе и в ее газоподводящей
трубе. Контроль перепада давления ведется с
помощью дифманометра 25 типа КАЗ-10-20 и
вторичного показывающего прибора 27 типа
ВМД. Эти же приборы обеспечивают автоматическую сигнализацию при падении
перепада давления ниже установленной
величины. Обработанная вода с низа
флотатора сифонным способом подается в
гидроциклонную головку 12 блока сепаратора. Собирающаяся в отсеке 17
очищенная вода насосами 18 типа ЗМС-10
подается в систему ППД.
Автоматическая откачка нефти из
сепарационной емкости осуществляется с помощью автомата откачки типа АО-5, смонтированного в
отсеке 16, и блока управления двигателем шестеренчатого насоса 15. Автоматическое регулирование
уровня очищенной воды в сепарационной емкости обеспечивается с помощью регулятора уровня
типа РУМ-17. Исполнительный механизм регулятора установлен на выкидной линии центробежных
насосов.
Измерение объема очищенной воды ведется комплектом, включающим камерную диафрагму
14, дифманометр 24 типа КАЗ-10-20, показывающий вторичный прибор 28 типа ВФСМ-2С-0 и
частотный интегратор 29, дающий суммарное значение объема. На установке предусмотрены
автоматический контроль и сигнализация при выходе за пределы допустимых значений давлений в
напорном отстойнике, сепарационной емкости, а также в трубопроводах для подачи газа во
флотатор, на выкиде насосов откачки воды и на выкиде насоса ингибитора коррозии 22. Указанная
система контроля и сигнализации реализуется при помощи взрывозащищенных манометров 23 типа
ВЭ-16РБ.
На установке предусмотрен контроль давления с помощью манометров 22 и 26 типа ОБМ-11606 в трубопроводе подачи воды на блок отстойника и на выкидном трубопроводе насоса.
Технологические схемы и схемы контроля установок УОВ-1500 и УОВ-3000 аналогичны
рассмотренной.
190
Схема автоматизированной водозаборной скважины
приведена на рис. 20.2. Автоматическое управление скважиной
осуществляется блоком местной автоматики БМА-19, который
обеспечивает: централизованное телеуправление с диспетчерского пункта насосным агрегатом (пуск и остановка);
автоматическую защиту электродвигателя при перегреве
подшипников и обмотки статора
электродвигателя, при
понижении давления на выкидной линии (это возможно при
недостатке воды на приеме насоса или неисправности на
всасывающей стороне насоса, при поломке вала, при порыве
нагнетательной линии, угрозе затопления прискважинного
помещения, исчезновении напряжения в цепях контроля и
автоматики); сигнализацию на диспетчерский пункт аварийного
состояния при автоматическом отключении насосного агрегата
и потере напряжения в цепях контроля, местное управление
насосным агрегатом (пуск, остановка).
Автоматическая защита электродвигателя при перегрузке,
коротком замыкании, исчезновении напряжения на одной из фаз
осуществляется предохранителями и тепловыми элементами,
встроенными в магнитный пускатель или размещенными в
распределительном устройстве. Для вакуумных насосов I
подъема на каждый агрегат ставится блок БМА-19.
§ 3. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ
Схема блочной насосной станции (БК.НС) приведена на рис. 20.3. БК.НС состоит из блоков:
сепарационно-буферного I; насосов II; управления электродвигателями III; распределительных
устройств IV; распределительной гребенки.
Сепарационно-буферный блок состоит из двух горизонтальных емкостей 1 по 50 м 3 и
предназначен для сепарации содержащихся в воде газов (метана), а также для отстаивания воды и
удаления механических примесей, для создания гидравлического буфера, обеспечивающего
нормальную работу насосов. Выделяющийся из воды при отстое газ сжигается на факеле.
Насосные блоки предназначены для закачки воды в нагнетательные скважины. Насосные блоки
состоят из центробежных насосов 2 типа ЦН-150-100 с синхронными двигателями 3 типа СДВ-8002К, установленными на рамных основаниях. Насосные блоки заключаются в утепленное помещение.
Для автоматического управления, защиты и контроля параметров технологического
оборудования насосных блоков и общестанционного хозяйства КНС применяют разработанную
СПКБ объединения «Союзнефтеавтоматика» систему «Пласт 1М», которая выполнена по блочнофункциональному принципу и включает аппаратуру:
щита автоматизации КНС, автоматизации насосного агрегата, местного контроля и управления
насосного агрегата, контроля и управления вспомогательного оборудования станции, а также
комплект датчиков, необходимый для нормальной работы технологического оборудования КНС.
191
Блок-схема системы «Пласт 1М» приведена на рис. 20.4. Щит автоматизации КНС включает:
панель К.ИП, блок ВЗС (защиты и сигнализации), блок БУС (управления и сигнализации), блок БИР
(исполнительных реле).
Щит автоматизации насосного агрегата включает: панель К.ИП, блоки БЗС, БИР, БК.Т
(контроля температуры), БЗП (задания программ).
Комплект датчиков включает: датчики утечки из сальников ДУ-1, датчики слива воды ДСВ-1,
датчики уровня
жидкости ДУЖ-1М, преобразователи температуры ПТ-1, преобразователи
температуры ПТ-2.
Аппаратура щита автоматизации насосной станции осуществляет: а) выбор режима работы
оборудования насосной станции (автоматический, резервный, местный — от щита местного
контроля и управления, отключено—насосы выключены), управление электроприводом задвижки на
нагнетательной линии (полуавтоматический, местный); управление электроприводом задвижки сбора
воды после регулятора давления на входе станции (полуавтоматический, местный); б) измерение,
контроль, аварийную и предупредительную сигнализацию предельных значений параметров работы
насосной станции (давление на входе станции после регулятора давления — максимальное 0,85 МПа,
давление на общем приемном коллекторе—минимальное 0,17 МПа, давление охлаждающей воды
после регулятора давления — минимальное 0.25 МПа и максимальное 0,35 МПа); в) выдачу сигнала
разрешения запуска насосного агрегата; г) защиту насосного агрегата по аварийному параметру.
Аппаратура щита местного контроля и управления насосным агрегатом включает: а) устройство
для измерения давления (отсек манометров); б) устройство управления электроприводами (отсек
управления).
192
Аппаратура щита местного контроля и управления вспомогательным оборудованием насосной
станции осуществляет: а) измерение и контроль параметра давления на насосной станции; б)
управление электроприводами насосной станции.
Система автоматики обеспечивает автоматический запуск всех работающих агрегатов при
восстановлении напряжения после его кратковременного отключения.
Резервный маслонасос включается при снижении давления масла в начале линии до 0,3 МПа.
Для сигнализации осевого смещения вала насоса применяют разработанный Октябрьским
филиалом ВНИИКАнефтегаза датчик осевого смещения ДС-1 (рис. 20.5). При смещении вала 16
ротора насоса ось 14 при помощи пружины 15, постоянно прижимающей ее к торцу вала, скользит во
втулке 13. На конец оси, которым она прижимается к торцу вала, плотно насажен подшипник /, на
который напрессована втулка 2. Вследствие этого ось 14 не вращается, но может перемещаться
поступательно. На другой конец оси с помощью пружинной шайбы и гайки крепится диск 6.
Смещение вала на величину зазора диска разгрузочного устройства вызывает перемещение диска 6,
который нажимает на контакт микровыключателя 11. При этом насосный агрегат отключается.
Настройка датчика осуществляется вращением регулятора 10. Микровыключатель с сектором 7
стопорится винтом 17. Для крепления датчика снимают торцевую крышку подшипника и на ее месте
болтами 3 крепят фланец прибора.
Контрольные вопросы
1. Объясните принцип действия технологической схемы и требования к автоматизации системы
ППД.
2. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки для очистки сточных
вод. Как регулируется расход газа, подаваемого во флотатор, и поддерживается перепад давления?
3. Объясните схему автоматизации водозаборной скважины.
4. Объясните схему автоматизации кустовой насосной станции и объясните назначение блоков
системы автоматического управления «Пласт 1М».
5. Объясните устройство датчика защиты осевого смещения вала ротора насоса.
Глава 21
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛОВ КАК
ОБЪЕКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ
Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой распределенную систему с
многочисленными контролируемыми объектами добычи, подготовки и сбора газа и конденсата.
193
В начальный период развития газовой
промышленности
основными
источниками
газоснабжения были чисто газовые месторождения,
в газах которых не содержались тяжелые
углеводороды
или
количество
их
было
незначительным. В настоящее время более половины добываемого в СССР газа приходится на
долю газоконденсатных месторождений, при
разработке которых добывают как газ, так и
жидкую
углеводородную
фазу—конденсат,
являющийся ценным сырьем для химической промышленности. Особенностью газоконденсатных
залежей является то, что конденсат в пластовых условиях, как правило, представлен углеводородной
смесью в единой газовой фазе. Схема сбора газа и конденсата представлена на рис. 21.1, Газ от
скважины 1 по шлейфу 2 направляется на газосборный пункт (ГСП), где производится его полная
обработка для подготовки к транспорту (очистка от механических примесей и отделение воды и
конденсата). С выхода всех ГСП газ собирается в промысловом газосборном коллекторе 3 и
направляется в магистральный газопровод (МГ), а конденсат по конденсатопроводу 4 — на
газофракционирующую установку {ГФУ) для его последующей переработки. В некоторых районах
на ГСП осуществляется лишь сбор и первичная сепарация газа, а окончательно он обрабатывается
централизованно на головных сооружениях (ГС), совмещенных с одним из ГСП.
Для отделения газового конденсата или осушки газа на ГСП применяют установки
низкотемпературной сепарации (НТС).
Суть ее заключается в использовании энергии высокого давления газа, под которым он
поступает из пласта, для получения низких температур, обеспечивающих глубокое выделение из газа
углеводородного конденсата и воды. При достаточно высоком давлении газа можно снизить его
температуру за счет дроссельного эффекта.
Поскольку процесс низкотемпературной сепарации газа протекает при температуре —10°С и
ниже, а на установку поступает обычно насыщенный влагой газ, возникают условия для образования
гидратов углеводородов. Для предотвращения гидратообразования на установках НТС в Поток газа
впрыскивается ингибитор гидратообразования, в качестве которого наиболее часто применяется
диэтилен-гликоль (ДЭГ). Ингибитор растворяется в воде, имеющейся в газе, и снижает давление
паров воды. После воздействия ингибитора гидраты в газе могут образоваться лишь при более
низкой температуре, т. е. ингибитор снижает температуру гидратообразования. Насыщенный ДЭГ
может быть регенерирован и возвращен в процесс.
Однако НТС не может привести к полному извлечению высококипящих углеводородов, так как
для их выделений потребовалась бы очень низкая температура. Кроме того, с помощью
существующих сепараторов различных конструкций не удается полностью отделить выделившийся
конденсат. Поэтому иногда совместно с НТС применяют процесс короткоцикловой адсорбции
(КДА), основанный на поглощении из газа влаги и углеводородного конденсата твердым адсорбентом. В таком совместном процессе при помощи НТС из газа извлекаются тяжелые
углеводороды и большая часть влаги, а при помощи КЦА — оставшаяся влага и высококипящие
углеводороды.
Газовые газоконденсатные месторождения находятся обычно в отдаленных от промышленных
центров районах, объекты газовых промыслов рассредоточены на больших площадях, достигающих
десятков и сотен квадратных километров, поэтому автоматизация и телемеханизация таких
месторождений играет огромную роль в повышении эффективности их эксплуатации.
При автоматизации добычи газа предусмотрено регулирование давления в газосборном
коллекторе. Поддержание заданного давления газа на выходе с промысла обеспечивает наилучшие
условия работы компримирующих агрегатов головной компрессорной станции. Сложность
автоматической стабилизации давления определяется рассредоточенностью ГСП и их связью через
промысловый газосборный коллектор, а также неравномерностью отбора газа в магистральном
газопроводе.
Для получения максимального количества конденсата и лучшей осушки газа важное значение
имеет автоматическое поддержание заданной температуры в сепараторах. Система автоматизации
должна предусматривать автоматический ввод ингибиторов против образования кристаллогидратов.
194
Система автоматизации и телемеханизации должна так же обеспечить автоматический сброс
конденсата из линейных конденсатосборников, дистанционное включение и отключение скважин,
дистанционный контроль основных технологических и учетных параметров.
§ 2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧЕЙ ПРОМЫСЛА
Основная задача автоматического управления добычей газового промысла заключается в
поддержании ее в соответствии с газопотреблением. Потребителями газа являются магистральные
газопроводы, близлежащие населенные пункты и предприятия.
Известно, что газопотребление носит нестационарный характер и различно в различные
времена года, дни недели и часы суток. Необходимо оперативно согласовывать число материальных
потоков во всех звеньях добычи и потребления газа путем управления производительностью
промысла. Задача заключается в том, чтобы обеспечить постоянное давление на входе
компримирующих агрегатов, т. е. согласовывать производительность промысла с количеством отбираемого магистральным газопроводом газа.
С целью стабилизации давления на выходе промыслового газосборного коллектора на
промысле выделяют две группы скважин: скважины, дебит которых регулируют в целях
компенсации внешних возмущений, и скважины, дебит которых поддерживают в течение
длительного промежутка времени постоянным. Объединив регулируемые скважины на одном
сборном пункте (СП), получают регулируемый СП. Остальные СП с нерегулируемыми скважинами
являются базовыми. Задача поддержания постоянного давления в промысловом газосборном
коллекторе решается путем автоматического изменения пропускной способностью регулируемого
СП. Если он не может компенсировать изменение отбора газа, то диспетчер промысла изменяет в
допустимых пределах дебит базовых скважин, после чего вступает в действие автоматическая
система изменения пропускной способности регулируемого СП.
195
Схема автоматического управления пропускной способностью регулируемого СП показана на
рис. 21.2. Давление на выходе измеряется манометром с пневмопреобразователем типа МП-П2,
выходной сигнал которого поступает на автоматический пропорционально-интегральный регулятор
26 типа ПР3.21, установленный на вторичном регистрирующем приборе 2в типа ПВ 10.13.
Вторичный прибор снабжен переключателем на автоматическое и дистанционное управление
ручным задатчиком. При рассогласовании текущего и заданного значений давления ПИ-регулятор
выдает корректирующий импульс параллельно на все системы автоматического регулирования
дебита скважин. При помощи переключателя вторичного прибора 2в можно перейти на ручное
управление, а при помощи ручного задатчика — дистанционно изменить задание регуляторам 1г
дебита скважин.
Система автоматического регулирования дебита скважины состоит из камерной диафрагмы 1а,
дифманометра с пневмовыходом 16, блока извлечения квадратного корня 1в типа ПФ 1.17,
пропорционально-интегрального регулятора 1г типа ПР3.21, вторичного регистрирующего прибора
1к типа ПВ10.13, регулирующего штуцера 1л типа ШРП-1, прибора умножения сигнала на
постоянный коэффициент 1е типа ПФ1.9 и блока ограничения сигнала 1д типа ПП11.1.
При помощи прибора 1е достигается требуемое соотношение между дебитами различных
скважин. Если из всех скважин допускается одинаковый отбор газа, этот прибор исключается из
системы. Блок ограничения сигнала 1д поддерживает дебит скважины в допустимых пределах. На
рис. 21.2 показан один такой блок, но на практике устанавливают два: один — для ограничения по
максимуму, другой— по минимуму.
Системы могут работать в следующих режимах.
Режим каскадного регулирования. Переключатель вторичного прибора 2в находится в
положении «автоматическое», и система регулирования поддерживает заданное регулятором давления 26 значение расхода газа.
Режим дистанционного управления производительностью СП. Переключатель прибора 2а
находится в положении «ручное», и задание всем регуляторам расхода поступает от его ручного
задатчика.
Режим автоматической стабилизации дебита отдельной скважины. Переключатель прибора 1к
отключает регулятор дебита 1г от регулятора давления 26. Заданное значение расхода вводится в
регулятор 1г при помощи задатчика вторичного прибора 1к. Регулятор поддерживает это значение
расхода.
Режим дистанционного управления регулирующим штуцером. Переключатель вторичного
прибора 1к находится в положении «ручное». Выходной сигнал регулятора 1г отключен от
регулирующего штуцера 1л, и последний управляется сигналом
ручного задатчика прибора 1к.
Возможность изменения режима делает систему гибкой и
повышает ее надежность. При отказе отдельных элементов не
прекращается функционирование системы в целом.
Дебит скважин регулируют на базовых сборных пунктах
при помощи систем, отличающихся от рассмотренной
отсутствием регулятора давления 26, блоков 1е и 1д. Заданные
значения расхода газа устанавливаются оператором. Когда
сборный пункт является необслуживаемым объектом, задание
регуляторам устанавливается диспетчером промысла по системе
телемеханики. Для этого сигнал, пришедший с диспетчерского
пункта
на
контролируемый,
при
помощи
электропневмопреобразователя преобразуется в пневматический
сигнал и вводится в камеры задания регуляторов расхода. В
остальном действие системы такое же.
Применяемый для регулирования дебита скважин
исполнительный механизм—регулирующий штуцер ШРП-1 —
представляет собой устройство с проходным отверстием переменного сечения и мембранным
пневмоприводом. Он рассчитан на давление 32 МПа и имеет условное проходное отверстие, равное
100 мм.
196
Схема устройства ШРП-1 приведена на рис. 21.3. В корпусе 1 регулирующего устройства
расположены вкладыши 3, 4 и заслонка. Вкладыш 3 неподвижен, а вкладыш 4 может совершать
возвратно-поступательное движение вместе с заслонкой 2. Уплотнение между вкладышем 3 и
корпусом 1 выполнено резиновым кольцом. Такое же уплотнение между заслонкой и вкладышем 3.
Заслонка 2 перемещается в двух направляющих типа «ласточкина хвоста».
Пневмопривод штуцера состоит из нижней 13 и верхней 14 крышек, между которыми
защемлена мембрана 15 штока 7. Нижний конец штока связан с заслонкой 2, а верхний при помощи
гайки 21 прикреплен к подвижной втулке 22 позиционера 23. Мембрана 15 расположена на диске 16,
нижний торец которого опирается на подвижную втулку 22. На диске укреплен указатель 12,
перемещающийся при работе штуцера относительно неподвижной шкалы 11. Внутри цилиндра,
приваренного к нижней крышке мембраны, между втулками 9 и 22 расположена пружина 10,
натяжение которой регулируется резьбовой втулкой 9. Пневмопривод крепится к корпусу регулирующего устройства при помощи соединительной втулки 8, уплотненной резиновыми кольцами 5 и
6. На нижней крышке 13 закреплен позиционер 23 со штоком, упирающимся в диск 16. К
позиционеру подводится воздух под давлением рпит==0,25 МПа с управляющим давлением р==20—
100 кПа от автоматического регулятора. От позиционера через штуцер 20 управляющий сигнал ру
поступает в надмембранную плоскость. Под действием этого давления мембрана развивает усилие,
при котором перемещается вниз шток 7 с заслонкой 2 и вкладышами 3. При этом проходное сечение
регулирующего штуцера уменьшается. Перемещение штока с заслонкой, а следовательно, и
проходное сечение штуцера пропорционально значению управляющего давления.
Регулирующий штуцер комплектуется сменными вкладышами, позволяющими изменять
рабочее проходное отверстие в диапазонах: 30—21; 25—16; 20—11; 18—8 мм при изменении
управляющего сигнала от 20 до 100 кПа. При отказе автоматического регулятора или ручного
задатчика проходное сечение штуцера изменяется вручную вращением винта 18, который при этом
нажимает на тарель 17, что приведет к перемещению штока 7 с заслонкой.
Для регулирования производительности высокодебитных скважин применяют регулирующий
штуцер ШР-10, имеющий условное проходное отверстие, равное 200 мм. Этот штуцер также состоит
из мембранного пневмопривода и регулирующего устройства. В качестве регулирующего устройства
применена расположенная в корпусе заслонка, закрепленная на поворотном валу. Вал
поворачивается пневмоприводом, действующим от управляющего пневмосигнала.
§ 3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
СЕПАРАЦИИ ГАЗА
Метод низкотемпературной сепарации (НТС) обеспечивает выделение из добываемого газа
воды и конденсата, что необходимо для нормальной работы газосборных сетей и магистрального
газопровода. Осушка и очистка газа достигается в результате его охлаждения и последующей
сепарации сконденсировавшейся жидкости. Для получения низких температур в установках
используют пластовую энергию газа или искусственное охлаждение. В первом случае температура
понижается в результате адиабатического расширения (дросселированием) газа, во втором —
использованием специальных машин и установок. В промышленности распространены технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере. Для предупреждения
образования кристаллогидратов в местах резкого снижения температур вводят ингибиторы
гидратообразования методом ввода ингибиторов состоит в том, что последний поглощает из газа
парообразную влагу и вместе со свободной водой, сконденсировавшейся в результате охлаждения
газа, образует раствор. Упругость паров воды и точка росы снижаются. При этом понижается и
равновесная температура гидратообразования. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт
(метанол) и диэтиленгликоль (ДЭГ). Опыт показал, что наиболее надежным ингибитором является
ДЭГ. Учитывая возможность его регенерации на промышленной установке, применение ДЭГ,
несмотря на высокую стоимость его, выгоднее, чем метанола.
Системой автоматического управления НТС должно быть обеспечено автоматическое
регулирование производительности установок, температурного режима, расхода ингибитора
гидратообразования, давления газа в аппаратах и газопроводах и уровня жидкости в аппаратах.
Принципиальная схема автоматизации установки низкотемпературной сепарации приведена на
рис. 21.4. Газ от скважины под действием устьевого давления поступает в сепаратор первой ступени
197
С-1, где происходит сепарация жидкости, выделившейся из газа при движении от забоя скважины.
Жидкость сбрасывается в емкость Е-1, а газ направляется в теплообменник Т-1 типа «труба в трубе»,
где охлаждается газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного
сепаратора С-2. Из теплообменника Г-1 газ поступает через регулируемый штуцер Ш-2 в
низкотемпературный сепаратор С-2. С помощью штуцера осуществляется регулирование давления
газа. В результате совместного действия теплообменника Г-1 и штуцера Ш-2 температура газа в
сепараторе достигает 15—10 °С, в результате чего происходит выделение жидкости. Осушенный газ
поступает в теплообменник Г-1, где охлаждает газ, поступающий из скважины, а затем направляется
в газосборный коллектор группового пункта.
В газовый поток перед входом в теплообменник Т-1 высоконапорным дозировочным насосом
Н-1 впрыскивается через форсунки концентрированный раствор ДЭГ, который поглощает
имеющуюся в газе влагу. В результате этого в нижней части низкотемпературного сепаратора
собирается смесь конденсата и насыщенного ДЭГ, которая поступает в разделительную емкость Е-1.
Разделение происходит за счет разности плотностей растворов и имеющихся в емкости перегородок.
Для улучшения разделения смеси сепаратор С-2 и разделительная емкость Е-1 снабжены
змеевиковыми подогревателями, подогреваемыми частью газа высокого давления, который после сепаратора С-1 направляется в огневой подогреватель 077. При температуре, примерно равной +150°С,
газ поступает в змеевики подогреваемых аппаратов, а затем возвращается в газовый поток перед
теплообменником Т-1.
Конденсат из разделительной емкости Е-1 направляется в конденсатопровод, газ — в коллектор
газосборного пункта, а насыщенный ДЭГ — через теплообменник Т-2 на установку регенерации УР.
После предварительного подогрева в теплообменнике Т-2 насыщенный ДЭГ поступает в отпарную
198
колонну установки регенерации. Пары воды отводятся через верхнюю часть колонны, а
собирающийся в нижней части установки регенерированный ДЭГ перетекает в промежуточную
емкость Е-2, подогревая по пути через теплообменник Т-2 поток насыщенного ДЭГ. С помощью
дозировочного насоса Н-1 ДЭГ снова вводится в процесс. Установка регенерации и огневой
подогреватель — общие для группового пункта.
При реализации систем регулирования основных технологических параметров в качестве
измерительных устройств применяют главным образом серийные приборы типа ГСП, а также
пневматические регуляторы и вторичные приборы системы «Старт».
Система автоматического регулирования дебита скважины. Дебит измеряют с помощью
диафрагмы 1А и дифманометра 16. Для регулирования дебита скважины выходной пневматический
сигнал этого дифманометра, пропорциональный текущему значению дебита, поступает на вход
изодромного регулятора 1в и одновременно на вторичный прибор 1г. От задатчика, помещенного во
вторичном приборе 1г, пневматический сигнал, пропорциональный заданному значению дебита,
поступает во вторую камеру изодромного регулятора 1в. Выходной сигнал регулятора поступает на
регулируемый штуцер Ш-2 (1Д) и одновременно на вторичный прибор 1г. Таким образом, на
вторичном приборе 1г сведены значения трех параметров: текущего и заданного значений дебита и
давления в линии исполнительного механизма.
Все элементы этой системы, за исключением исполнительного механизма Ш-1, могут быть
реализованы с помощью серийно выпускаемых общепромышленных средств автоматизации. В
качестве исполнительного механизма можно использовать регулируемый штуцер с пневмоприводом
типа ШРП-1, При изменении выходного сигнала регулятора пневматический мембранный привод
этого штуцера перемещает заслонку регулирующего органа, изменяя площадь его проходного
сечения. Таким образом, при изменении расхода газа через диафрагму 1А система регулирования
будет восстанавливать заданное значение расхода изменением площади проходного сечения штуцера
Ш-2. Однако во время перемещения заслонки штуцера, кроме стабилизации расхода,
исполнительный орган может оказать возмущающее действие по отношению к давлению в
сепараторе С-1.
Отборное устройство давления ЗА расположено после теплообменника Т-1. Давление
измеряется вторичным прибором 3б. В случае рассогласования между текущим значением давления
на входе манометра 3б и заданным значением, поступающим от задатчика вторичного прибора 3г,
регулятор 3в изменит проходное сечение исполнительного механизма Ш-1 (3д), восстанавливая
заданное значение давления в сепараторе С-1.
Система автоматического регулирования расхода ДЭГ. Непрерывный ввод ДЭГ в газовый поток
в заданном количестве — необходимое условие нормальной работы установки НТС. Расход
ингибитора должен соответствовать дебиту газа, поступающего из скважины. При изменении дебита
газа система регулирования расхода ингибитора должна перестраиваться на другое значение.
Указанное условие может быть реализовано с помощью системы связанного регулирования,
показанной на рис. 21.4. Она состоит из датчика расхода ингибитора 4А, дифманометра 4б,
регулятора соотношения двух параметров 4в, вторичного прибора 4г и исполнительного механизма
4Д.
199
Приборы переменного перепада давления для измерения расхода не могут быть применены в
качестве датчиков расхода ингибитора вследствие пульсирующего характера потока на выкиде
плунжерного дозировочного насоса Н-1, небольшого значения расхода, существенного изменения
вязкости ДЭГ, а также большого статического давления.
На рис. 21.5 приведена схема датчика расхода ингибитора ДР-22.
Устройство состоит из собственно датчика и дифманометра. Датчик имеет приемник-камеру 1
переменного уровня и дроссель 3, расположенный в корпусе 8. Корпус одновременно является
уравнительным сосудом, в который заливается жидкость. Благодаря переливной трубке 2 в
уравнительном сосуде устанавливается постоянный уровень жидкости. Приемная камера 1 при
необходимости может обогреваться паром, подаваемым в кожух 7. В верхней части 6 приемника
расположен штуцер 5, через который жидкость разбрызгивается и стекает по стенке, чем достигается
сглаживание пульсирующего потока. При помощи трубки 4 выравниваются давления в газовом
пространстве приемника и трубопроводе, поэтому истечение ингибитора через диафрагму 3
происходит только под действием столба жидкости в приемной камере. Каждому установившемуся
значению
притока жидкости в приемник соответствует определенный уровень. Уровень и расход связаны
отношением
где Q—расход ингибитора; F—площадь отверстия диафрагмы; α — коэффициент расхода.
Уровень измеряется диафманометром типа ДС-П с пневматическим выходным сигналом.
Датчик расхода ДР-22 рассчитан на рабочее давление 32 МПа и диапазоны расхода 0-0,007; 0—01;
0—0,02 и 0—0,3 кг/с.
На рис. 21.6 показана схема регулятора расхода жидкости РРЖ-1, представляющая собой
регулируемый дроссель, совмещенный с регулятором перепада давления. Регулятор обеспечиват
постоянный расход ингибитора гидратообразования при колебаниях давления жидкости на его входе
и выходе.
Ингибитор от насоса поступает по каналу 1 через отверстие 4 в камеру А регулятора, затем в
камеры В и Б, далее через щель 5 в камеру 7 и на выход. На отверстии 4 осуществляется
редуцирование входного давления рвх до ррег. Площадь отверстия 4 изменяется при перемещении
поршня 3. При этом изменяется ррег, которое действует на мембрану 2 и сжимает пружину 6. По
усилению пружины определяют перепад давления на щели 5 .
Под действием пневматического сигнала, поступающего от регулятора соотношения под
мембрану пневмопривода 8, плунжер 7 будет изменять проходное сечение щели 5, устанавливая
необходимое значение расхода ингибитора.
Возможные колебания давлений на входе рвх и выходе рвых регулятора могут привести к
изменению расхода ингибитора через щель 5. В этих условиях заданный расход ингибитора при
постоянном сечении щели обеспечивается регулятором перепада давления. Например, с увеличением
входного давления рвх растет и давление ррег. Мембрана 2, преодолевая упругость пружины 6,
перемещается вправо. Поршень 3 уменьшает площадь проходного сечения отверстия 4,
восстанавливая давление ррег, а следовательно, и перепад давления на щели 5 и расход через нее до
прежних значений. С уменьшением давления на входе рвх, а также при изменении давления на
выходе рвых регулятор действует аналогично.
Регулятор РРЖ-1 рассчитан на рабочее давление 32 МПа, расход жидкости 3—90 л/ч и ее
температуру 10—30 °С.
В целом система связанного регулирования расхода ингибитора работает следующим образом.
На регулятор соотношения 4в (см. рис. 21.4) поступает пневматический сигнал от дифманометра 46,
пропорциональный текущему значению расхода ингибитора и пневматический сигнал,
пропорциональный заданному значению дебита скважины, определяемому центральным
регулятором давления в промысловом газосборном коллекторе. В случае постоянного задания
регулятору дебита скважины 1в задание регулятору соотношения 4в также не меняется, и регулятор
4в, воздействуя на исполнительный механизм 4Д (РРД-1), устанавливает соответствующее значение
расхода ингибитора. Возможные отклонения расхода устраняются регулятором перепада давления
блока РРЖ-1. При изменении задания регулятору дебита 1в заданное значение регулятору 4в также
200
изменяется, и в соответствии с установленным коэффициентом соотношения его выходной сигнал с
помощью пневмопривода блока РРЖ-1 устанавливает новый расход ингибитора.
Система автоматического регулирования температурного режима. Такая система может быть
реализована с помощью серийно выпускаемых средств автоматизации общепромышленного
назначения. На рис. 21.4 показана система автоматического регулирования сепаратора С-2,
состоящая из термобаллона 2А манометрического термометра, манометра 26 с пневмовыходом,
изодромного регулятора 2в, вторичного прибора 2г с задатчиком исполнительного механизма 2Д.
При отклонении текущего значения температуры от заданного регулятор 2в с помощью
исполнительного механизма 2Д изменит количество холодного газа на входе в теплообменник Г-1,
который служит для охлаждения потока сырого газа перед
сепаратором С-2.
Подогрев газа в огневом подогревателе ОП происходит
следующим образом. При сгорании топливного газа тепло
передается от жаровой трубы к теплообменнику, по которому
проходит холодный газ, через нитратнитритную смесь,
постоянно циркулирующую между ними. Автоматизация
огневого подогревателя сводится к стабилизации температуры
смеси с помощью элементов 6А — 6Д путем изменения
количества сжигаемого газа. Аналогично построена и система
автоматического регулирования температуры в нижней части
установки регенерации УР. Температура поддерживается с помощью элементов 5А—ЬЦ, путем изменения количества
сжигаемого газа.
Огневой подогреватель и установка регенерации, кроме
регулирующих устройств, оснащены средствами защитной
автоматики.
Автоматическое регулирование уровня жидкости. Наличие
кристаллогидратов и абразивных частиц в потоках жидкости на
установках НТС и незначительный приток жидкости в емкость
при значительных перепадах давления на регулирующем органе привели к необходимости создания
специальных регуляторов для отвода жидкости из технологических емкостей. На рис. 21.7 показана
схема автоматического
регулирования уровня в горизонтальной емкости. Чувствительным
элементом регулятора является буек 1, подвешенный на пружине 2 и помещенный в защитную трубу
19. К буйку прикреплена штанга 3, на свободном конце которой закреплены постоянные магниты 5,
изолированные от наружной среды разделительной трубкой 6. В средней части штанги закреплен
стакан 4, при помощи которого образуется масляный гидрозатвор. Последний препятствует
проникновению природного газа из конденсатосборника в разделительную трубку 6, внутренняя
полость которой защищена от образования кристаллогидратов, что повышает надежность работы
регулятора. Изменение уровня жидкости приводит к перемещению магнитов 5 в разделительной
трубке 6, изготовленной из немагнитного материала. При этом постоянный магнит 13, закрепленный
на коромысле, уравновешенном пружиной 9,
перемещает заслонку 14 относительно сопел
10 и 15. К соплам через фильтр 7 и дроссели
11 и 16 подается сжатый воздух, давление которого контролируется по манометру 8.
Линия сопла 10 соединена с камерой Б
трехмембранного реле 12, а линия сопла 16 —
с камерой В того же реле. По достижении
верхнего предельного уровня жидкостью
заслонка 14 закрывает сопло 10, давление, в
камере Б возрастает, и под его действием реле
12 переходит в крайнее нижнее положение.
Давление питания проходит через камеру А
реле на исполнительный механизм 21 и
открывает его. Жидкость сбрасывается из
201
емкости через фильтр 20. По достижении нижнего предельного уровня закрывается сопло 15,
увеличивается давление в камере 5 и реле 12 переходит в крайнее верхнее положение. Линия питания при этом перекрывается, а воздух из линии исполнительного механизма 21 поступает в
атмосферу. Линия слива жидкости перекрывается.
Число сливов жидкости контролируется счетчиком 17 при помощи пневмопривода 18.
Регуляторы уровня РУЖ рассчитаны на рабочее давление до 32 МПа.
На рис. 21.8 показана схема регулирования уровня жидкости в вертикальном аппарате с
помощью регулятора Р-2Д с пневмодатчиком ДУЖП-200. Система состоит из объекта регулирования
I, датчиков верхнего II и нижнего III уровней регулятора IV и исполнительного механизма (клапана)
V.
Чувствительный элемент—поплавок 1—по достижении уровнем крайнего положения
поднимается, и расположенный на противоположном конце рычага сердечник 2 опускается. При
этом постоянный магнит 3 поднимается и заслонка 4 прикрывает сопло 5, питание к которому
подается от регулятора IV через фильтр и постоянный дроссель 11.
Рассмотрим работу системы. Если давление в мембранном приводе клапана 1 отсутствует, он
закрыт и уровень в емкости повышается. По достижении уровня в емкости до поплавка верхнего датчика II он срабатывает и перекидной клапан 10 подключает давление питания ко второй (снизу)
камере реле 6. При этом мембранный блок реле 6 перемещается вниз и линия IV под высоким
давлением через среднюю камеру и сопло реле 6 соединяется со второй (снизу) камерой реле 9.
Мембранный блок этого реле перемещается вниз, соединяя линию питания с запорным клапаном V и
перекидным клапаном 10. Клапан V открывается, и жидкость выбрасывается из емкости.
Понижение уровня жидкости приводит к обратному действию верхнего датчика. Давление в
линии его сопла снижается, однако реле находится в прежнем положении, так как перекидной клапан
10 под действием выходного давления реле 9 подключает это давление ко второй (снизу) камере реле
6.
При срабатывании нижнего датчика давление в линии его сопла и в средней камере 6
снижается. При этом снижается давление во второй (снизу) камере реле 9, и под действием пружины
мембранный блок перемещается вверх. Сопло мембранного блока перекрывается заслонкой и
отсекает подачу управляющего воздуха на клапан. Реле 9 сообщается с атмосферой, клапан V при
этом закрывается, и схема возвращается в исходное положение,
Число циклов слива жидкости определяют по счетчику 7 с пневмоприводом 8. Давление
пневмопитания и в линии клапана контролируется манометрами 12. В качестве исполнительных
механизмов применяют клапаны КЗП, ОМК5М или К43П. Датчики выпускают на давление 20 МПа.
§ 4. АВТОМАТИЗАЦИЯ АБСОРБЦИОННОГО ПРОЦЕССА ОСУШКИ ГАЗА
Процесс абсорбционной осушки газа основан на избирательном поглощении влаги раствором
диэтиленгликоля в тарельчатых колоннах, особенностью которых является ступенчатый характер
проводимого в них процесса. Газ и жидкость последовательно соприкасаются на отдельных ступенях
(тарелках) аппарата. Поверхность соприкосновения фаз развивается потоком газа,
распределяющимся в жидкости в виде пузырьков и струек. Среды движутся по аппарату по
принципу противотока: сверху вниз движется абсорбент, а снизу вверх—осушаемый газ. В
результате контакта фаз происходит массообмен: пары воды из газа переходят в раствор абсорбента.
Степень осушки газа на абсорбционных установках определяется главным образом концентрацией
подаваемого в абсорбер раствора, а концентрация раствора, в свою очередь, зависит от
используемого на установке метода регенерации отработанного абсорбента. Для глубокой
регенерации раствора и получения низких (от —20 до +30 °С) точек росы осушенного газа
регенерацию ДЭГ проводят под вакуумом.
202
В промысловых условиях абсорбционные установки осушки подвержены различным внешним
воздействиям, что и вызывает необходимость управления ими. Основная задача управления состоит
в обеспечении заданной степени осушки газа при минимальных энергетических и материальных
затратах и удовлетворении ограничений на технологические параметры процесса.
Процесс осушки газа на газовых промыслах осуществляют, как правило, в нескольких
параллельно работающих абсорберах, входы и выходы которых подключены к коллекторам. Опыт
эксплуатации их показывает, что, несмотря на одинаковые конструктивные характеристики
аппаратов, их гидравлическое сопротивление различно. Это приводит к неравномерной нагрузке
аппаратов и уменьшению общей эффективности их работы. Поэтому задача автоматического
управления заключается не только в поддержании требуемой точки росы осушенного газа, но и в
обеспечении равномерного распределения потоков газа между абсорберами. Эта задача решается
каскадной автоматической системой (рис. 21.9), построенной по схеме, изображенной на рис. 21.2, из
которой исключены блоки 1е, 1д и 1в, а регулирующий штуцер 1л устанавливают после абсорбера.
Изменение расхода и влагосодержания осушаемого газа, а также условий массообмена (температуры
контакта фаз, давления и др.) приводит к изменению влагосодержания осушенного газа. Для
поддержания постоянного влагосодержания осушенного газа изменяют либо расход абсорбента, либо
его концентрацию, либо то и другое одновременно.
Если абсорбер работает в переменном (по расходу газа) режиме, то система автоматического
управления строится по принципу регулирования соотношения расход газа — расход абсорбента с
коррекцией соотношения по отклонению влажности газа от заданного значения. Система
функционирует следующим образом (рис. 21.9). Текущее значение влажности газа, воспринимаемое
датчиком la, при помощи электропневматического преобразователя 1б преобразуется в
пневматический унифицированный сигнал, который подается на вход ПИ-регулятора влажности 1в с
вторичным прибором 1г системы «Старт» (РП3.21). От ручного задатчика вторичного прибора 1г
(тип ПВ 17.1Э) на вход этого регулятора подается пневматический сигнал, пропорциональный
заданному значению влажности. При отклонении текущего значения влажности газа от заданного
регулятор по пропорционально-интегральному закону выдает корректирующий пневматический
сигнал, который подается на вход регулятора соотношения 1ж с вторичным прибором 1и (рис.
ПР3.24). Последний, действуя на исполнительный механизм 1к, изменяет расход адсорбента до тех
пор, пока текущее значение влажности не станет равным заданному.
При изменении расхода газа нарушается величина соотношения расход газа—расход
абсорбента и регулятор 1ж по сигналу от датчиков расхода газа 5а и 56 изменяет расход абсорбента.
Ввод в контур регулирования сигнала от датчика расхода газа обеспечивает повышение
динамической точности регулирования влажности.
В системе управления используют в основном пневматические приборы ГСП. Вторичный
прибор 1и типа ПВ10.1Э предназначен для регистрации расхода абсорбента и дистанционного
203
управления исполнительным механизмом 1д при переходе на ручное дистанционное управление. В
качестве исполнительного механизма используют регулятор расхода жидкости типа РРЖ (см. рис.
21.6).
Заданная нагрузка абсорбера поддерживается при помощи системы автоматического
регулирования, в состав которой входят: камерная диафрагма 5а, дифманометр 56, регулятор 5в,
вторичный прибор 5г, регулирующий штуцер 5д. Заданное значение нагрузки устанавливается
центральным регулятором давления (ЦРД).
Температурный режим абсорбера автоматически стабилизируется при помощи двух систем
регулирования: температуры газа и температуры абсорбента на входе в абсорбер. Первая система
состоит из манометрического термометра с пневмовыхедом 2а, Пи-регулятора 26 и регулирующего
клапана 2в. Вторая представляет собой термометр сопротивления 3а и двухпозиционное
регулирующее устройство 36, включающее или отключающее вентилятор Зв. В качестве
двухпозиционного регулирующего устройства используется серийный электронный мост с
двухпозиционным регулятором.
Уровень жидкости в абсорбере регулируется системой, состоящей из датчика уровня 4а типа
УБ-П, пропорционального регулятора 46 типа ПР1.5 и регулирующего клапана 4в типа УКН.
Для обеспечения надежной осушки газа при переменном его поступлении необходимо
поддерживать максимальный расход ДЭГ, постоянную его концентрацию, а также постоянную
температуру контакта фаз. (Под максимальным понимается такой расход абсорбента, который при
максимальной нагрузке аппарата по газу и постоянной концентрации гликоля обеспечивает заданную
степень осушки газа.) Такая система управления обеспечивает инвариантность влажности газа по
отношению к его расходу.
Система автоматического управления процессом регенерации абсорбента. Основная задача
системы автоматического управления процессом регенерации абсорбента состоит в стабилизации
концентрации регенерированного раствора диэтиленгликоля.
При постоянном вакууме в испарителе и колонне концентрация регенерированного раствора
однозначно определяется температурой кипения. Чем больше концентрация ДЭГ в растворе, тем
выше температура его кипения при одном и том же давлении (вакууме). При поддержании
постоянных значений температуры и вакуума в испарителе обеспечивается постоянная концентрация
регенерированного раствора.
Система автоматического управления, построенная на таком принципе, показана на рис. 21.10.
Стабилизация температуры раствора осуществляется системой автоматического регулирования, состоящей из датчика температуры 1а, ПИ-регулятрра 16 и регулирующего клапана 1в. При
отклонении температуры от заданного значения регулятор, действуя на регулирующий клапан,
изменяет подачу пара в испаритель до тех пор, пока рассогласование не станет равным нулю. В
качестве датчика и регулятора используются термометр сопротивления и электронный
автоматический мост с регулирующим устройством. Могут быть применены также манометрические
204
термометры с пневматическим выходным сигналом и регуляторы системы «Старт» типов ПР3.21 или
ПР3.22. В качестве исполнительных механизмов используют мембранные регулирующие клапаны.
Стабилизация вакуума обеспечивается системой автоматического управления, состоящей из
датчика вакуума 2а, ПИ-регулятора 26 и клапана 2в. Вакуум измеряется вакуумметром типа ВС-П1,
пневмосигнал которого поступает на регулятор ПР3.21, который устанавливается на вторичном
самопишущем приборе ПВ40.1Э. При отклонении текущего значения вакуума от заданного
регулятор воздействует на мембранный регулирующий клапан 2в, установленный после вакуумнасоса, поддерживая рассогласование равным нулю. Для уменьшения потерь диэтиленгликоля,
содержащегося в парах воды, предусматривается автоматическая стабилизация температуры верха
колонны. Система регулирования включает датчик температуры 3а, ПИ-регулятор 36 и мембранный
клапан 3в.
Уровни жидкости в испарителе и емкости флегмы автоматически поддерживаются
пропорциональными регуляторами 4а, 5а, изменяющими проходное сечение регулирующих клапанов
46 и 56, установленных после насоса на трубопроводах отвода жидкости из аппаратов. Для
регулирования уровня применяют регуляторы системы «Старт» типа ПР2.5 в комплекте с
пневматическими датчиками уровня 2Б-П.
Температура флегмы на выходе воздушного холодильника-конденсатора регулируется
включением одного или нескольких вентиляторов 6в, управляемых двухпозиционным регулятором
температуры 66. Текущее значение температуры измеряется термометром сопротивления 6а.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные задачи автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов.
2. Объясните основные принципы управления добычей газового промысла.
3. Объясните принцип работы системы автоматического регулирования дебита скважины.
4. Объясните устройство регулирующего штуцера.
5. Объясните принцип работы системы автоматического регулирования процессом
низкотемпературной сепарации газа.
6. Как устроен датчик расхода ингибитора типа ДР-22?
7. Как устроен регулятор расхода жидкости РРЖ-1?
8. Объясните устройство автоматического регулятора уровня для горизонтальных и
вертикальных емкостей.
9. Объясните схему автоматизации абсорбционного процесса осушки газа.
Глава 22
ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И УЗЛЫ КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АСУ ТП
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ АСУ ТП
Усложнение технологических процессов добычи нефти и газа, увеличение единичной
мощности оборудования, рассредоточенность в пространстве оперативного и эксплуатационного
персонала и его неэффективное использование, а также целый ряд других причин привели к
необходимости создания качественно новых систем управления этими процессами.
В настоящее время эта проблема решается созданием автоматизированных систем управления
технологическими процессами (АСУ ТП). Основное назначение АСУ ТП — выработка и реализация
управляющих воздействий на технологический процесс в соответствии с принятым критерием
управления. Наиболее часто в качестве такого критерия применяется разность стоимостей готовой
продукции и затрат на ее изготовление. В этом случае цель функционирования АСУ ТП— выработка
и реализация управляющих воздействий на процессы, которые позволяют получить максимальное
значение этой разницы. Применяют также такие частные критерии управления, как максимальная
производительность установки, минимальный расход некоторых компонентов и т. п.
В соответствии с государственным стандартом АСУ ТП представляет собой человекомашинную систему, основными компонентами которой являются оперативный персонал и комплекс
технических средств (КТС). Они осуществляют сбор информации о ходе технологического процесса,
обрабатывают и анализируют ее, принимают решения по управлению, формируют и осуществляют
205
управляющие воздействия. Распределение функций между оперативным персоналом и КТС — одна
из проблем при создании АСУ ТП.
Интенсивное развитие средств вычислительной техники в последние годы позволило передать
функции сбора и предварительной обработки информации от оперативного персонала комплексу
технических средств. Это дало возможность реализовать функционирование АСУ ТП на многих
предприятиях нефтяной и газовой промышленности в так называемом «информационном» режиме,
когда КТС выполняет контроль технологических параметров, вычисление комплексных технических
и технико-экономических показателей, а также контроль работы и состояния оборудования.
Более высоким уровнем организации АСУ ТП является функционирование КТС в режиме
«советчика», когда технические средства производят анализ получаемой текущей информации с
помощью математической модели процесса, хранящейся в памяти ЭВМ, и предоставляют оператору
предложения по введению управляющих воздействий, позволяющих вести технологический процесс
в оптимальном режиме в соответствии с принятым критерием управления. Оператор реализует эти
предложения, например, путем изменения заданных значений управляемых технологических параметров (температур, расходов и т. п.) с помощью соответствующих уставок локальных регуляторов.
На рис. 16.1 приведена схема КТС АСУ ТП газодобывающего предприятия, позволяющая
осуществлять функционирование системы в режиме «советчика». При этом текущая информация от
датчиков (Д) системы централизованного контроля и управления (СЦКУ) установки комплексной
подготовки газа (УКПГ) поступает на контролируемый пункт телемеханики (КП ТМ), дале на пункт
управления телемеханики (ПУ ТМ) и через устройство связи с объектом (УСО) на управляющую
ЭВМ (например, ЭВМ серии СМ). Часть задач может решаться с помощью этой ЭВМ, а часть— с
помощью более мощной ЭВМ серии ЕС, подключенной через устройство связи вычислительной
техники (УСО ВТ). На центральном диспетчерском пункте (ЦДП) установлены щит диспетчера
(ЩД) и дисплейный модуль (ДМ), позволяющий оператору вести диалог с ЭВМ.
Выработанные управляющие воздействия передаются от ЭВМ на исполнительные устройства
(ИУ) и средства локальной автоматики (СЛА) УКПГ.
Для передачи неоперативной информации в такой системе используется специальная
аппаратура передачи данных (АПД).
Дальнейшим развитием АСУ ТП явится передача функций принятия решения по управлению
технологическим процессом и реализации управляющих воздействий техническим средствам. Роль
оператора будет сводиться к общему наблюдению за ходом процесса, а также к внесению
необходимых корректив при изменениях, например, требований по качеству выпускаемой
продукции. Такой режим работы называют супервизорным управлением.
Наивысшей формой организации АСУ ТП явится непосредственное прямое управление (НПУ),
при котором локальные регуляторы будут исключены из контура управления, а управляющие
воздействия от вычислительной машины будут непосредственно воздействовать на исполнительные
устройства.
В дальнейшем в этой и последующих главах будут рассмотрены основные устройства КТС
АСУ ТП.
§ 2. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМ ТЕЛЕМЕХАНИКИ И
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
При построении телемеханических систем и средств вычислительной техники используют ряд
таких общих элементов и узлов, как логические элементы, триггеры, шифраторы и дешифраторы,
счетчики и регистры. Действие этих элементов основано на применении приведенной в гл. 1
двоичной системе счисления, в которой для изображения чисел применяют две цифры: 0 и 1.
В обычных расчетах используют десятичную систему счисления, основанную на использовании
десяти цифр: 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9.
Чтобы перевести число из десятичной системы в двоичную, его необходимо последовательно
делить на основание. 2. Полученный от первого деления на 2 остаток будет младшим разрядом
двоичного числа. Последовательное деление продолжается до получения целого частного, которое
будет старшим разрядом двоичного числа. Переведем десятичное число 12 в двоичное;
206
Получаем 1210=11002.
Сложение одноразрядных чисел в двоичной системе, как показано в гл. 1, подчиняется правилу:
0+0=0, 0+1=1, 1+0=1, 1+1=10.
В последнем случае возникает единица переноса, которая добавляется к следующему старшему
разряду.
Сложение многоразрядных чисел осуществляется поразрядно, начиная с младшего. В каждом
разряде проводится сложение двух цифр слагаемых и единицы переноса из предыдущего разряда.
Пример.
Для изображения чисел применяют прямой, обратный и
дополнительный коды.
Например, прямой код совпадает с записью самого числа в
двоичной системе, а обратный код отрицательного числа формируется путем замены в числовых разрядах прямого кода единиц нулями и нулей единицами.
Использование прямого, обратного и дополнительного кодов
позволяет свести операции сложения, вычитания, умножения и деления к одной операции сложения.
Наиболее часто физическое представление двоичных сигналов осуществляется потенциальным
способом, при котором единице соответствует высокий уровень напряжения, а нулю — нижний.
Логические операции. В телемеханических и вычислительных устройствах наряду с
арифметическими осуществляются и логические операции. Для математического описания
логических операций применяют аппарат алгебры логики. Принцип его основан на понятии
высказывания—утверждения, которое может быть либо истинным (единица), либо ложным (нуль).
Отдельные высказывания обычно обозначаются буквами латинского алфавита А, В, С, D...
Различают простые и сложные высказывания. Сложные высказывания образуются объединением
простых с помощью логических связок, т. е. являются логическими функциями простых и также
могут принимать значения 0 или 1. Такие функции называются логическими или булевыми — по
имени создателя символической логики Джорджа Буля.
Ниже рассмотрены основные логические операции и способы их реализации.
207
Электрическая схема, реализующая операцию отрицания, называется в полупроводниковой
технике инвертором (рис. 22.1,а). Она содержит транзистор Т, коллекторный резистор Rк, входной
резистор Rвх и резистор базового смещения Rсм. Транзистор в этой схеме выполняет функции
переключателя, который может быть полностью открыт или полностью закрыт. Промежуточные его
состояния не используют. При нулевом входном сигнале (А==0) транзистор заперт положительным
базовым смещением Есм, его сопротивление велико, падение напряжения IкRк, отсутствует,
следовательно, на выходе имеется высокий потенциал ( А ==1).
При подаче на вход единичного сигнала (А==1) транзистор открыт, сопротивление его
незначительно, на резисторе Rк образуется падение напряжения Iк.Рк и, следовательно, на выходе
получается низкий потенциал (А==0).
Таким образом, высказывание А/\В истинно (А/\В=1) только в том случае, если истинно А
(А=1) и истинно В (5=1). В других случаях высказывание А/\В ложно (А/\В==0).
Операция логического умножения может быть реализована по схеме, показанной на рис. 22,6.
Если хотя бы один из входных сигналов равен нулю, например А=0, то диод D1 открыт, через него
проходит ток от источника Еа, на выходе получается низкий потенциал (А/\В=0). Если на обоих
входах сигналы равны 1 (А=1 и В=1), то диоды D1 и D2 заперты, ток в цепи резистора R не протекает,
на выходе получается высокий потенциал {А/\В==1).
Такое устройство называется конъюнктором.
Логическое сложение (дизъюнкция, операция ИЛИ). Операция логического сложения двух
высказываний А и В обозначается А\/В. Ее следует читать «А или В». Высказывание А\/В истинно
(А\/В=1), если хотя бы одно из двух высказываний истин но (А=1 или В=1). В противном случае
высказывание А\/В ложно (А\/В=0). Таким образом: 0\/0=0; 0\/1==1; 1V0=1; 1V1==1.
Схема реализации дизъюнктора показана на рис. 22,1,б. Если оба сигнала на входе равны нулю
(А==0 и В=0), то оба диода D1 и D2 заперты, ток в выходной цепи не протекает и потенциал на выходе равен нулю (А\/В=0). Если же хотя бы на одном входе появляется сигнал, равный единице
(например, А=1), то соответствующий диод открыт, в выходной цепи появляется ток и потенциал на
выходе равен единице (А\/В=1).
На рис. 22.1 рядом с каждой схемой логического элемента показано его условное обозначение.
Наряду с тремя рассмотренными простейшими логическими элементами в вычислительных
устройствах широко применяют построенные на их основе логические схемы «И — НЕ» (элемент
Шеффера) и «ИЛИ—НЕ» (элемент Пирса), условные обозначения которых показаны на рис. 22.2.
В условных обозначениях кружок на выходной линии соответствует инвертированию
выходного сигнала.
Триггеры. Одним из основных элементов телемеханических и вычислительных устройств
является триггер, с помощью которого можно осуществлять запись, хранение и считывание
двоичной информации. Триггер может иметь два устойчивых состояния. Одно из этих состояний
принимается за логическую единицу, а другое — за логический нуль. Триггер переходит из одного
состояния в другое при изменении комбинации сигналов на его входах. Различают два класса
триггеров—асинхронные и синхронные. Асинхронные триггеры переходят из одного состояния в
другое при изменении комбинации сигналов на его установочных (информационных) входах.
208
Синхронные триггеры имеют дополнительный вход синхронизации (С). Такой триггер может
перейти в новое состояние только при условии, что вместе с определенной комбинацией сигналов на
установочных входах на вход С поступает синхронизирующий сигнал.
На рис. 22.3 показана схема асинхронного RS-триггера. Он имеет два установочных входа:
нулевой R (от слова reset — сброс) и единичный S (от слова set—устанавливать), а также два выхода
— прямой Q и инверсный Q. Триггер собран на двух логических элементах «ИЛИ — НЕ».
При комбинации сигналов на входе R==0, S=1 триггер устанавливается в единичное состояние,
т. е. Q==l. При R=1, S== 0 триггер переходит в нулевое состояние, т. е. Q=0. При R=S=0 триггер
сохраняет состояние, в котором он находился до поступления на его входы нулевых сигналов, т. е. в
этом случае осуществляется хранение (заполнение) предыдущего значения выходного сигнала
триггера. При комбинации сигналов R=S=1 триггер приводится в неопределенное состояние, что
запрещено.
Проследим работу триггера по схеме. Пусть, например, R=0, S=l, Q =0, Q=l. Триггер находится
в единичном состоянии. Далее на вход подается комбинация сигналов R=l, S=0. Тогда на входе
верхнего элемента «ИЛИ—НЕ» R=l и Q =0, в результате чего на выходе элемента Q=0. На входе
нижнего элемента «ИЛИ — НЕ» появится сочетание сигналов S=0, Q=0, что даст на его выходе Q =l.
Триггер пришел в нулевое состояние.
В ряде вычислительных устройств необходимо осуществлять передачу информации
последовательно из одного триггера в другой, причем изменение состояния первого триггера должно
осуществляться уже после передачи информации о его прежнем состоянии во второй триггер, т. е. с
задержкой во времени. Это обеспечивается построением двухтактных триггеров.
На рис. 22.4 показаны принципиальная
схема (α) и условное обозначение (б)
двухтактного синхронного RS-трипгера. При
подаче на вход синхронизации С сигнала 1
первый
вспомогательный
RS-триггер
устанавливается в определенное состояние в
зависимости
от
сигналов
на
его
установочных входах S и R. В это же время
на вход С второго (основного) RS-триггера поступает сигнал С=0 (благодаря наличию инвертора),
который удерживает этот основной триггер в режиме хранения информации. Следовательно, на его
выходе и на выходе всей схемы повторяется предыдущий сигнал (до поступления на вход С сигнала
1).
При сигнале С=0 на входе синхронизации первого вспомогательного триггера он переходит в
режим хранения информации, под действием выходного сигнала инвертера С =1 основной триггер
переходит в такое же состояние, как и вспомогательный. Таким образом, сигнал 1 на входе С
разрешает
запись
информации
на
вспомогательный триггер, а сигнал 0 на входе
С разрешает перевод этой информации в
основной триггер и на выход.
Поле условного обозначения этого
триггера (см. рис. 22.4,6) разделено на две
части. В первой (левой) показаны типы входов
триггера, а во второй (правой) обозначение
собственно триггера, причем две буквы Т
означают, что этот триггер—двухтактный.
Т-триггер, принципиальная схема (а) и
условное обозначение (б) которого показаны
на рис. 22.5, называют триггером со
счетнымвходом.
В отличие от предыдущей схемы этот
двухтактный триггер, также построенный на
базе двух RS-триггеров, имеет один вход, на
209
который подается управляющий (счетный) сигнал. При поступлении на вход триггера сигнала Т=1
состояние первого (вспомогательного триггера меняется на противоположное, а под действием
сигнала Т=0 основной триггер находится в режиме хранения предыдущей информации.
При поступлении сигнала Т=0 ( Т =1) основной триггер переходит в состояние, равное
вспомогательному. Таким образом, при каждом поступлении сигнала 0 (после сигнала 1) состояние
Т-триггера меняется на противоположное. Этот тип триггеров широко применяют при построении
счетчиков импульсов.
JK-триггер, принципиальная схема (а) и условное обозначение (б) которого показаны на рис.
22.6, называют универсальным. Он выполнен в виде интегральной микросхемы и состоит из
синхронного RS-триггера и двух элементов «И».
При одновременной подаче на вход логического нуля (J=K=0) триггер не изменяет своего
состояния. При J=1, К=0, С=0 триггер переходит в состояние единицы (Q=l, Q =0). При J=0, К=1, С=0
триггер переходит в состояние нуля (Q=0, Q =1):
При одновременной подаче на входы J=K=1 триггер под действием сигнала С==1 переходит в
противоположное состояние. Таким образом, JK-триггер повторяет логику RS-триггера, за исключением четвертой комбинации J==K==1, С=1, при которой JK-триггер ведет себя как триггер со
счетным входом. JK-триггер называют универсальным, так как путем изменения схемы внешних соединений на его основе можно получить RS- и Т-триггеры.
Регистры. Регистром называют устройство, предназначенное для приема и хранения кода числа
или слова, а также для выполнения ряда преобразований над этим кодом.
Регистр представляет собой совокупность триггеров, число которых соответствует числу
разрядов кода. На рис. 22.7 приведены схема (а) и условное обозначение (б) трехразрядного
параллельного регистра, выполненного на RS-триггерах. Перед занесением в регистр кода числа
проводится «очистка» регистра путем подачи импульса «Установка О» на входы R регистров. Для
записи числа в регистр необходимо подать одновременно на входы С триггеров синхронизирующий
импульс, а на входы х1, х2, х3 — код записываемого числа. При считывании код числа снимается с
выходов Q1, Q2, Q3. Выходы Q 1, Q 2, Q 3 предназначены для считывания обратного кода числа.
Для записи числа и сдвига его на один или несколько разрядов применяют регистры сдвига,
триггеры которых соединены последовательно. Сдвиг двоичного числа, записанного в такой регистр,
производится путем подачи тактовых импульсов на вход синхронизации. Каждый тактовый импульс
сдвигает двоичное число на один разряд.
Счетчики. Счетчиком называют устройство, предназначенное для подсчета числа импульсов,
поступающих на его вход, и записи этого числа в виде кода, хранящегося в триггерах. Состоит он из
последовательно соединенных триггеров, работающих в счетном режиме. Простейшим
одноразрядным счетчиком является рассмотренный Т-триггер, меняющий состояние под действием
каждого входного сигнала Т=0.
Различают счетчики суммирующие, показания которых увеличиваются на единицу с приходом
каждого следующего импульса, и вычитающие, показания которых соответственно уменьшаются на
единицу. Реверсивные счетчики могут работать одновременно как суммирующие и как вычитающие.
210
Схема (а) и условное обозначение (б) трехразрядного суммирующего счетчика на JK-триггерах
показаны на рис. 22.8. Допустим, что во всех разрядах счетчика были записаны нули. Тогда под действием первого счетного импульса Хсч==1 произойдет изменение состояния вспомогательного
триггера двухтактного устройства1, а при Хсч==0 изменит свое состояние и основной триггер
устройства 1. На выходе Q1 появится единица. Под действием второго сигнала Хсч устройство 1
перейдет в нулевое состояние (Q1=0), а устройство 2—в единичное (Q2=l). Таким образом,
переключение i-го разряда счетчика из одного состояния в другое будет происходить при
поступлении единичного импульса из предыдущего разряда.
Максимальное двоичное число, фиксируемое счетчиком, зависит от числа разрядов. Для
трехразрядного счетчика это число (111)2=710 (табл. 22.1).
В общем случае максимально возможное число N, фиксируемое счетчиком, определяется по
формуле N=2n—1, где 2—основание системы счисления, n—число триггеров. (В нашем случае
N=23—1=7.)
Дешифраторы и шифраторы. Дешифратором называют устройство, имеющее n входов и m
выходов, в котором каждому предусмотренному набору входных сигналов соответствует один
вполне определенный выходной сигнал. Дешифратор называется полным если число его выходов m
равно числу возможных комбинаций n-разрядного двоичного числа (m=2n),
Для схемной реализации каждого выхода достаточно иметь один логический элемент «И» с
числом входов, равным числу входов дешифратора. Прямые и инверсные значения переменных
поступают на входы соответствующих выходов триггеров регистра, на котором записывается
входная комбинация переменных.
Выходы дешифратора имеют нумерацию, совпадающую с десятичным представлением
двоичного числа. Если, например, двоичное число, записанное в регистре, составляет 101, то
единичный сигнал будет на пятом выходе дешифратора (рис. 22.9,а), т.е. z5 = 1. Действительно, на
211
элемент «И» с номером 5 поступают х1, х 2 и х3, что при х1=l, x2=0, х3=1 дает на всех выходах
дешифратора, кроме z5, логический нуль.
Условное обозначение дешифратора показано на рис. 22.9,6.
Шифратором, условное обозначение которого показано на рис. 22.9,в, называют устройство,
осуществляющее преобразование одиночного сигнала в n-разрядный двоичный код.
Рассмотренные в данном параграфе логические элементы реализуются в современных
телемеханических и вычислительных системах в виде интегральных микросхем (ИС),
представляющих собой набор логических элементов («И», «ИЛИ», «НЕ», «И—НЕ» и др.), триггеров,
усилителей и т. п., собранных нераздельно (интегрально) в отдельный блок. Интегральная
микросхема заменяет электронную схему, содержащую от нескольких штук до сотен элементов
(транзисторов, диодов, резисторов и т. п.).
Технология изготовления интегральных микросхем обеспечивает получение ее отдельных
элементов в виде отдельных областей в полупроводниковых материалах. Соединения элементов
осуществляются также в процессе изготовления микросхем. Таким образом, интегральная
микросхема представляет собой небольшую пластину, в теле которой образованы отдельные
элементы, а с наружной стороны помещены выводы для осуществления внешних соединений.
Дальнейшим развитием микроэлектроники явилось появление больших интегральных схем
(БИС), в объеме которых реализуются целые электронные устройства.
Схему построения БИС можно представить в виде многоуровневой системы. Так, на первом
уровне реализуются логические элементы типа И, ИЛИ, НЕ и т. п., на втором уровне — схемы
триггеров, усилителей и т. п., на третьем уровне — схемы регистров, счетчиков, дешифраторов и т. п.
Такая система реализуется в БИС в виде многослойной системы проводников. Изготовление
сложных логических интегральных схем приводит к уменьшению числа паяных, сварных я
разъемных соединений, что снижает габариты и повышает надежность вычислительных устройств.
§ 3. АНАЛОГО-ЦИФРОВЫЕ И ЦИФРО-АНАЛОГОВЫЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
Датчики технологических параметров непрерывно измеряют значения этих параметров и
позволяют получить на выходе стандартный сигнал, пропорциональный этому значению. Такой
сигнал называют аналоговым. При передаче информации на небольшие расстояния (в пределах
технологической установки) применяют рассмотренные во второй части данной книги
пневматические и электрические преобразователи, которые входят в конструкции датчиков. В случае
передачи информации на большие расстояния во время построения информационных и
управляющих систем рассредоточенных объектов применяют средства телемеханики, которые
передают информацию в виде дискретных (цифровых) сигналов, представленных кодовыми
комбинациями. Кроме того, в современных системах сбора и обработки информации часто
используют ЭВМ, построенные также на дискретном принципе действия. Поэтому необходимыми
элементами в таких системах являются
аналогоцифровые преобразователи (АЦП), которые
преобразуют выходной сигнал датчика в цифровой код, и цифроаналоговые преобразователи (ЦАП),
преобразующие дискретный выходной сигнал (например, вычислительной машины) в аналоговый
сигнал (например, электрическое напряжение, поступающее на электроприводную задвижку).
В случае применения пневматических датчиков и исполнительных устройств в таких системах
необходимо дополнительно устанавливать пневмоэлектрические и электропневматические
преобразователи.
212
На рис. 22.10,а показана структурная схема АЦП напряжения в код. На вход времяимпульсного
преобразователя (ВИП) поступает входное напряжение Uвx, преобразующееся в нем в электрический
импульс, длительность которого пропорциональна значению Uвx. В течение времени действия этого
импульса, определяемого его длительностью, импульсы стабильной частоты от генератора импульсов ГИ проходят через элемент «И» на вход двоичного счетчика СТ. Число импульсов ГИ за
время действия импульса ВИП, пропорциональное Uвx, фиксируется на выходе счетчика СТ в виде
двоичного кода этого числа.
При преобразовании угла поворота в код (например, угла поворота стрелки измерительного
прибора) используются кодирующие диски (рис. 22.10,6). Диск разбивают на концентрические
окружности, число которых равно числу разрядов кода. На эти окружности наносят непрозрачные
участки, которые вместе с прозрачными участками представляют код. Прозрачные участки диска
соответствуют единицам, а непрозрачные — нулям в каждом разряде кода. По одну сторону от диска
помещают источник света, а по другую — светочувствительные элементы (фоторезисторы или
фотодиоды) При каждом положении диска освещены только те фотоэлементы, которые
соответствуют единицам кода. Комбинация единиц и нулей представляет собой закодированную
величину угла поворота измерительного прибора.
При преобразовании двоичного кода числа в аналоговую
величину (напряжение или силу тока) каждой единице разряда
этого числа ставится в соответствие напряжение (сила тока),
адекватное положению этого разряда. При суммировании
напряжений (сил токов) получают аналоговое выражение числа.
В случае поступления двоичного числа на вход трехразрядного
ЦАП (рис. 22.11) ключи Ко, K1, К2 замыкаются при наличии в
соответствующем разряде числа единицы и остаются в
разомкнутом состоянии при наличии в разряде нуля. Резисторы г,
установленные в цепях, соответствующих разрядам двоичного
числа, «взвешены», т.е. равны r*2°, r*21, r*22. Выходное напряжение Uвых, равное сумме падений
напряжений в разрядах, пропорционально коду числа и выражает его в аналоговой форме.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные режимы работы АСУ ТП.
2. Выразите десятичное число 16 в двоичной системе счисления.
3. Объясните принцип действия схем, реализующих основные логические операции.
4. Объясните назначение и принцип действия синхронного двухтактного RS-триггера.
5. В чем состоит принципиальное отличие Т- и RS-триггеров?
6. Объясните назначение регистра.
7. Объясните принцип действия счетчика числа импульсов.
8. Каково назначение шифраторов и дешифраторов?
9. Объясните принцип действия преобразователей напряжения и угла поворота в код.
10. Объясните принцип действия цифро-аналогового преобразователя.
Глава 23
ОСНОВЫ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭВМ
Принято различать два типа вычислительных машин, используемых для выполнения
вычислительных операций: аналоговые вычислительные машины (АВМ) и цифровые
вычислительные машины (ЦВМ).
При использовании аналоговых вычислительных машин математические величины
представляются в виде электрических напряжений, непрерывные значения которых
пропорциональны непрерывным значениям соответствующих математических величин. Эти машины
используют тот факт, что реальные технологические процессы и процессы в электрических цепях
описываются аналогичными уравнениями. Тогда, имея уравнение технологического процесса, можно
с помощью АВМ подобрать его электрическую аналогию — модель — и провести исследование
213
свойств технологического процесса на этой модели. По этой причине аналоговые машины называют
также моделирующими. Наиболее часто АВМ непрерывного действия применяют для решения
систем дифференциальных уравнений, описывающих технологические процессы. Эти машины
состоят из ряда функциональных блоков (сложения, умножения, интегрирования и т. п.), которые
при решении определенной задачи соответствующим образом соединены между собой. Точность
вычисления зависит от качества изготовления блоков, а сложность решаемой задачи ограничивается
составом оборудования. Результаты вычисления непрерывно выводятся на экран осциллографа или
отображаются на бумаге самопишущего прибора. Ограниченная точность и узкая специализация
АВМ уменьшают область их применения.
В цифровых вычислительных машинах математические величины представлены в виде
дискретных цифр. При обработке непрерывно изменяющихся величин они предварительно
представляются последовательностью чисел. Значение каждой цифры изображается в виде
устойчивого состояния специального элемента, например триггера. Значение числа изображается
набором таких элементов. Вычислительные операции в ЦВМ обычно сводятся к одному
арифметическому действию — сложению набора чисел в течение определенного промежутка
времени по специальной программе. В процессе выполнения вычислений исходные данные
изменяться не могут. Таким образом, ЦВМ представляют собой устройства дискретного действия.
Точность вычислений определяется числом разрядов, которыми представлены математические
величины.
Высокая точность ЦВМ, а также возможность обработки как дискретных, так и непрерывных
величин обусловили их большее распространение по сравнению с АВМ. Поэтому в дальнейшем в
этой главе рассмотрим только цифровые вычислительные машины.
§ 2. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЦВМ
При всем многообразии разновидностей ЦВМ все они состоят из пяти основных частей (рис.
23.1): арифметическологического устройства АЛУ, устройства управления УУ, запоминающего
устройства ЗУ, устройства ввода УВ и устройства вывода УВВ
данных.
Арифметическо-логическое устройство, предназначенное
для выполнения арифметических и логических операций над
кодами чисел и команд, состоит из сумматора, регистров, логических схем и т. п. Для выполнения, например, операции сложения
из запоминающего устройства в АЛУ поступают два числа.
После выполнения операции результат передается в ЗУ или
остается в АЛУ в качестве исходного числа для выполнения
следующей операции.
Запоминающее устройство предназначено для хранения
исходных данных, промежуточных и окончательных результатов, а также программ операций, т. е.
совокупности команд, необходимых для решения задачи. Основными эксплуатационными
характеристиками ЗУ являются емкости памяти и быстродействие.
Под емкостью понимают число единиц информации, которое память может хранить
одновременно. В качестве единицы информации применяют: машинное слово—многоразрядный код
числа или команды; бит — один двоичный разряд числа, равный нулю или единице; байт —
восьмиразрядное двоичное число.
Под быстродействием понимают скорость запаса и считывания данных из запоминающего
устройства.
Понятия емкости и быстродействия ЗУ противоречивы, так как чем больше емкость ЗУ, тем
меньше его быстродействие. Поэтому в современных ЦВМ используют несколько разновидностей
ЗУ: оперативное (ОЗУ), постоянное (ПЗУ) и внешнее (ЙЗУ).
ОЗУ непосредственно связано с АЛУ и осуществляет хранение и считывание чисел с
быстродействием, равным быстродействию АЛУ. ВЗУ характеризуется большой емкостью и
незначительным быстродействием и предназначено для хранения информации, не участвующей в
ближайших вычислениях. П3У служит для хранения программ и констант. Информация в ПЗУ
214
записывается один раз и в дальнейшем не изменяется. ОЗУ и П3У реализуются обычно на магнитных
сердечниках, а ВЗУ — на магнитных лентах и дисках.
Устройство ввода предназначено для ввода данных, над которыми нужно произвести действия,
и программ вычислений в машину и передачу информации в соответствующую ячейку памяти. Ввод
данных обычно производится либо вручную с помощью специальной клавишной машинки, либо с
какого-либо машинного носителя информации (перфокарт, перфолент, магнитных лент).
Устройство вывода служит для выдачи результатов вычислений в виде перфокарт, перфолент,
таблиц и т. п.
Устройство управления предназначено для координации работы всех упомянутых устройств
ЦВМ. Например, УУ подает команду на ввод исходных данных и программы в ОЗУ, выбирает первую команду программы решения задачи из ОЗУ, выбирает числа из ОЗУ и посылает их и команду
действий над ними в соответствии с программой вычислений в АЛУ, результат вычисления заносит в
ОЗУ. После окончания вычислений УУ подает команду на УВВ с целью выдачи полученного
результата, например на печать.
Поскольку АЛУ и УУ построены на однотипной базе (регистры, счетчики, сумматоры и т. д.) и
играют наиболее активную роль в работе ЦВМ, их принято объединять под одним понятием процессора.
Показанную на рис. 23.1 структуру ЦВМ используют при построении вычислительных машин,
предназначенных для решения научно-технических задач с небольшим объемом входной и выходной
информации. При применении ЦВМ в системах сбора и обработки больших объемов информации
должны быть значительно увеличены ее память и число устройств ввода и вывода информации. С
увеличением числа и типа периферийных устройств (УВ, УВВ и ВЗУ} значительное время работы
процессора тратится не на обработку информации, а на ввод и вывод информации, а также ее запись
и считывание. Поэтому в современных ЦВМ функции ввода-вывода информации путем
взаимодействия устройств УВ, УВВ с ОЗУ выполняются с помощью дополнительного процессора,
который получил название устройства обмена (УО) или канала обмена (рис. 23.2). Во время
работы УО центральный процессор продолжает осуществлять вычислительные операции независимо
от функционирования УО. Обычно УО реализуется в виде сочетания мультиплексного канала (МК) и
селекторного канала (СК).
Мультиплексный канал предназначен для обмена
информацией с группой медленнодействующих устройств ввода
и вывода и организует работу ЦВМ в режиме с разделением
времени. Например, передав одному из таких устройств УВВ
информацию с целью ее печати на выводной ленте, МК. может
на это время соединить с ОЗУ следующее У В с целью ввода в
ЦВМ новой серии исходных данных.
Селекторный канал предназначен для обмена информацией
с быстродействующим ВЗУ и работает в монопольном режиме,
при котором любой обмен доводится до конца с одним ВЗУ.
Одновременная работа СК. с несколькими ВЗУ исключена.
Применяемые в настоящее время ЦВМ принято
подразделять на универсальные, управляющие и специальные.
Универсальные
ЦВМ
предназначены
для
решения
разнообразных вычислительных задач. Они отличаются большим быстродействием и возможностью
выполнения большего объема вычислений. Примером этого класса являются машины Единой серии
электронных вычислительных машин (ЕС ЭВМ)—ЕС-1020, ЕС-1030, ЕС-1040 и т. д. Управляющие
ЦВМ предназначены для использования в АСУ ТП. В этом случае в качестве УВ и УВВ
применяются многоканальные аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи. Примером
этого класса являются машины агрегатированной системы средств вычислительной техники (АСВТ)
М-6000, М-7000, М-4030 и др., а также машины системы малых ЭВМ (СМ ЭВМ) СМ-1, СМ-2, СМ-3
и СМ-4. Специализированные ЦВМ предназначены для решения определенного класса задач и
конструируются с учетом специфики этих задач.
215
§ 3. ПРОЦЕССОРЫ
Каждая операция в машине складывается из ряда последовательных действий—микроопераций
над кодами чисел. К числу микроопераций относятся:
установка—занесение в операционный элемент кода числа;
передача-прием — занесение кода числа, находящегося на входах, в операционный элемент для
хранения;
сдвиг—изменение разрядов кода числа относительно первоначального;
счет — изменение кода числа на заданную константу;
суммирование — сложение двух чисел;
логическое умножение;
логическое сложение.
Набор сигналов для выполнения микрооперации составляет микрокоманду.
Последовательность микрокоманд с целью выполнения некоторой операции составляет
микропрограмму операции, а последовательность команд с целью решения заданной задачи —
программу решения этой задачи.
Микрокоманды формируются управляющим устройством (УУ) процессора, а микрооперации
реализуются с помощью его арифметическо-логического устройства (АЛУ).
Все числа, обрабатываемые в АЛУ, представляются в определенной форме, называемой
машинным словом. Обычно машинное слово записывается в регистре, имеющем определенное число
разрядов. Характер распределения двоичных цифр числа, которое называют часто операндом, по
разрядам регистра представляется разрядной сеткой (рис. 23.3).
В зависимости от формы представления чисел в разрядах сетки принято различать ЦВМ с
фиксированной и плавающей запятой, При представлении чисел в форме с фиксированной запятой
положение запятой закрепляется в определенном месте относительно разрядов числа и сохраняется
неизменным для всех чисел. Обычно запятая фиксируется перед старшим разрядом (рис. 23.3,а) или
после младшего (рис. 23.3,6). В первом случае в разрядной сетке могут быть представлены только
дробные числа, а во втором — только целые. Такая форма представления чисел усложняет программирование и в современных ЦВМ не используется.
При представлении в форме с плавающей запятой двоичное число записывается в виде
где No — мантисса числа; 2 — основание двоичной системы счисления; k—порядок числа.
Например, двоичное число N=111, 0101 может быть представлено в виде N=0,1110101•211
=0,01110101 *2100=0,001110101 *2101 и т.д.
Распределение разрядов сетки для первого варианта показано на рис. 23.3,в. Если знак или
порядок числа положительны, в знаковой ячейке записывается нуль, а если знак или порядок числа
отрицательные — единицы.
При операциях с числами в машинах с плавающей запятой используется операция
нормализации, когда число представляется в таком виде, что первой значащей цифрой мантиссы
является единица. Такое число называется нормализованным.
Рассмотрим порядок работы АЛУ на примере сложения двух чисел. Первой операцией, которая
проводится в этом случае, является операция выравнивания порядков. Одинаковые порядки
слагаемых, позволяют осуществлять суммирование только одних мантисс. Разрядам порядка
216
присваивается при этом порядок любого из слагаемых. Обычно операция выравнивания проводится
над слагаемым с меньшим порядком, вследствие чего у этого слагаемого нарушается нормализация.
Затем складываются мантиссы, а результат при необходимости нормализуется.
Операция сложения может быть реализована по схеме АЛУ, показанной на рис. 23.4. После
получения команды о сложении двух чисел с плавающей запятой устройство управления (УУ)
формирует последовательность сигналов для приема из ОЗУ на регистры порядка (РгП} и мантиссы
(РгМ) значений этих чисел, установку сумматоров мантисс (СмМ) и порядка (СмП) в нуль,
преобразование в блоках ПрМ и ПрП после анализа знаков чисел в один из кодов (обратный или
дополнительный), временное хранение на сумматорах СмП и СмМ первого операнда (числа), прием
и суммирование второго операнда, преобразование кода результата к такому виду, как он хранится в
памяти, пересылку результата в ОЗУ. При необходимости производится операция нормализации
результата — сдвиг мантиссы и изменение порядка.
Команды, формируемые устройством управления и
определяющие
последовательность
действий
ЦВМ,
представляются на разрядной сетке в виде двух частей:
операционной и адресной (см. рис. 23.3,г). В операционной части
размещается код операции, а адресная часть должна указывать два
участвующих в операции числа (операнды) и место размещения
результата. Такая сетка должна содержать три адреса. Однако это
приводит к большой разрядности регистра, и поэтому современные
ЦВМ являются двухадресными (как показано на рис. 23.3,г). При
этом для обеспечения выполнения операции используют
специальные приемы адресации (например, один и тот же адрес
применяют в качестве адреса числа и адреса для записи результата).
Структурная схема устройства управления (рис. 23.5) состоит
из следующих основных блоков: счетчик адреса команды СчАК,
который хранит адрес команды, подлежащей исполнению;
регистра команд РгК, хранящего номер исполняемой команды; дешифратора команд ДшК,
расшифровывающего кодовую часть команды; генератора тактовых имульсов ГТИ. На этой же схеме
показаны ОЗУ и АЛУ.
Команда начинает выполняться после
получения счетчиком адреса команд СчАК.
номера данной команды от генератора
тактовых импульсов ГТИ. Далее этот номер
(адрес команды) переписывается в регистр
адреса ОЗУ. Последнее считывает из ячейки с
этим номером хранящуюся там команду и
заносит ее в регистр команд РгК устройства
управления. Кодовая часть команды КО
расшифровывается дешифратором команд
ДшК, который посылает разрешающий
сигнал на АЛУ. Адреса 1 и 2 из регистра
команд РгК передаются в ОЗУ, откуда
содержимое соответствующих этим адресам
ячеек передается в АЛУ. После завершения операции в АЛУ результат записывается в ОЗУ.
Генератор тактовых импульсов может быть реализован двумя методами: схемно-логическим
или микропрограммным. В первом случае ГТИ собирается по довольно сложной схеме на базе
регистра сдвига. Такое устройство управления называется устройством с жесткой логикой. Во
втором случае последовательность управляющих импульсов кодируют с помощью двоичных кодов,
называемых микрокомандами и хранящихся в постоянном запоминающем устройстве ЛЗУ памяти.
Последовательность микрокоманд, обеспечивающая выполнение какой-либо команды, образует
микропрограмму. Такой метод построения устройства управления называется микропрограммным
или методом хранимой логики. Современные ЭВМ строятся по микропрограммному методу,
217
который хотя и обладает меньшим быстродействием по сравнению с УУ с жесткой логикой, но
позволяет реализовать системы команд для выполнения более сложных операций.
§ 4. ЗАПОМИНАЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Как уже указывалось выше, ЗУ ЦВМ подразделяются на оперативные (ОЗУ), постоянные (ПЗУ)
и внешние (ВЗУ).
В ОЗУ для хранения информации применяют ферритовые сердечники, которые изготовляют
путем прессования порошка из окислов железа, магния и марганца. Сердечники имеют форму
тороидов (колец) диаметром 0,5—1,2 мм (рис. 23.6,а).
Если ток I проходит через обмотку я» сердечника, в нем создается магнитный поток Ф,
характеризующийся напряженностью Н внешнего магнитного поля, окружающего обмотку.
Магнитная индукция В — отношение магнитного потока Ф к площади сечения сердечника
S(В=Ф/S)—зависит от напряженности Н, которая, в свою очередь, является функцией силы тока
I(H==f/I). Зависимость магнитной индукции В от напряженности Н имеет петлеобразную форму (рис.
23.6,6).
Материал сердечника при Н=0 (I=0) может находиться в каком-либо из двух состояний, одно из
которых характеризуется магнитной индукцией плюс Вr и обозначено 1, а другое—магнитной
индукцией минус Вr и обозначено 0. Эти два состояния используют для запоминания единицы и
нуля.
Перемагничивание сердечника из одного состояния в другое производится импульсами тока
(рис. 23.6,е). Пусть сердечник находится в состоянии 0. При прохождении по обмотке импульса Im
положительной полярности материал сердечника перемагничивается в направлении, показанном
стрелками, до точки А. С уменьшением силы тока до нуля сердечник переходит в состояние 1 и
остается в нем. При прохождении через обмотку отрицательного импульса 2 половинной амплитуды
сердечник не меняет своего состояния, так как магнитная индукция В не изменяется при изменении
напряженности Н в пределах петли гистерезиса (рис. 23.6,6). Для перемагничивания сердечника из
состояния 1 в состояние 0 подается импульс 3 отрицательной полярности (рис. 23.6,в). Повторное
приложение такого же импульса 4 не меняет состояние сердечника. Таким образом, чтобы изменить
состояние ферритового сердечника, необходимо пропустить через его обмотку импульс тока
определенного значения и противоположного по отношению к предыдущему случаю направления.
Один ферритовый сердечник позволяет запомнить одну единицу двоичной информации — бит.
Для хранения n чисел из сердечников формируют матрицы (рис. 23.7). Сердечники в матрицах
218
пронизываются горизонтальными x1, х2, ..., xn и вертикальными у1, у2, ..., уn координатными
(адресными) шинами. Кроме того, все середчники последовательно пронизываются шиной
считывания информации zсч.
Для записи единицы в любой сердечник следует пропустить полутоковые импульсы Im/2 по тем
координатным шинам, на пересечении которых он находится. Эти импульсы складываются на
данном сердечнике, и их действие становится аналогичным воздействию импульса тока с
амплитудой 1m. Сердечник перемагничивается в состояние 1. Для записи нуля используют
полутоковые импульсы обратной полярности.
Считывание информации из сердечника проводят теми же импульсами, пропускаемыми по
координатным шинам. При этом вначале в сердечник записывается нуль. Если он и до этого был в
нулевом состоянии, то во вторичной обмотке сердечника, роль которой выполняет обмотка
считывания, ток не индуцируется. Отсутствие индуцированного импульса в обмотке считывания
является признаком того, что с сердечника считан нуль. Если же до записи нуля сердечник был в
единичном состоянии, то при записи нуля происходит его перемагничивание, а в обмотке
считывания (как в трансформаторе) индуцируется импульс тока. После считывания единицы
сердечник находится в нулевом состоянии, т. е. записанная информация разрушается и возникает
необходимость в ее восстановлении. Для этого в координатные шины вслед за импульсами
считывания единицы посылаются сигналы восстановления обратной полярности, которые вновь
записывают единицу. Чтобы избежать в этот момент записи единицы в те сердечники, в которых при
считывании были нули, в матрицах используют четвертую, не показанную на рис. 23.7 шину—шину
запрета, по которой пропускают полутоковый импульс запрета, нейтрализующий сигнал
восстановления единицы.
Рассмотренную матрицу применяют для хранения п двоичных чисел, соответствующих одному
разряду всех n чисел. Для записи в ОЗУm разрядов двоичных чисел используют т матриц, которые,
располагаясь одна над другой, образуют куб памяти.
Блок памяти ПЗУ строится обычно на ферритовых сердечниках с непрямоугольной петлей
гистерезиса, работающих как линейные трансформаторы. Одна из наиболее распространенных схем
является схема с числовой линейкой, в которой число сердечников равно количеству разрядов
записываемых чисел (рис. 23.8).
При записи информации в числовую линейку используют
принцип «прошито не прошито». Если в данном разряде числа
требуется зафиксировать единицу, то первичная обмотка такого
трансформатора пропускается через сердечник. Если же
необходимо зафиксировать нуль, первичная обмотка огибает
сердечник. Последовательность первичных обмоток образует
числовую шину. Таким образом, значение числа записывается в
ПЗУ при его изготовлении и в процессе работы ЦВМ изменяться
не может.
Во время считывания числа в соответствующую числовую
шину посылается импульс считывания, который индуцирует во
вторичных обмотках «прошитых» сердечников единицы, а «непрошитых»—нули. 'В соответствии со
схемой, приведенной на рис. 23.8, на шине 1 хранится число 110, на шине 2— 1110, на шине 3—
0100.
Для хранения больших объемов информации предназначены ВЗУ, использующие магнитные
ленты и диски. Магнитная лента представляет собой гибкую синтетическую ленту, на которую
нанесен слой лака толщиной 10—20 мкм. Запись и считывание информации осуществляются с
помощью головки (рис. 23.9,а) состоящей из магнитного сердечника 2 и обмотки 1. Сердечник имеет
замкнутую форму, но в месте касания ленты в нем предусмотрен узкий зазор.
Если электрический ток протекает по обмотке, в сердечнике возникает магнитный поток
соответствующего направления. В области зазора этот поток замыкается по слою лака, намагничивая
содержащиеся в нем частицы магнитного материала. В результате участок поверхности,
находящийся под зазором магнитной головки, намагничивается, причем направление его
намагничивания зависит от направления магнитного потока в сердечнике головки и, следовательно,
от направления электрического тока в обмотке головки. Одно направление намагничивания
магнитной поверхности принимается за единичное, а другое—за нулевое (см. рис. 23.9,а).
219
Информация записывается на ленту одновременно с помощью нескольких головок, расположенных
по одной линии поперек направления движения ленты. Каждой головке соответствует своя дорожка
записи.
Считывание информации происходит при помощи тех же головок. Когда намагниченный
участок проходит мимо головки, в ее обмотке индуцируется эдс, полярность которой зависит от
направления намагниченности ленты (0 или 1). Ширина ленты составляет 6,5—35 мм. Размещение
информации зависит от ширины ленты: на узких записывается последовательным кодом, на широких
— параллельным.
Кроме магнитных лент в ВЗУ применяют также магнитные барабаны и магнитные диски.
Магнитные диски, широко используемые в машинах серии ЕС ЭВМ, представляют собой круглые
алюминиевые пластины толщиной 2—2,5 мм и диаметром 250—650 мм, покрытые с обеих сторон
магнитным лаком (рис. 23.9,6). Обычно на общем валу 4 размещены шесть дисков 5, в результате
чего получают сменный пакет. Частота вращения вала составляет 900—3600 об/мин. Запись и
считывание информации осуществляются с помощью плавающих магнитных головок 3,
закрепленных на подвижных пружинных рычагах 2. Механизм привода 1 приводит в действие
рычаги 2 и устанавливает головки 3 на нужные дорожки, расположенные вдоль концентрических
окружностей дисков.
§ 5. УСТРОЙСТВА ВВОДА-ВЫВОДА
Устройства ввода-вывода данных, относящиеся к внешним или периферийным устройствам
ЦВМ, предназначены для преобразования информации, понятной человеку, на машинный язык
(машинный код) и ввода ее в ЦВМ. При выводе происходит обратное преобразование информации.
Устройства ввода-вывода можно разделить на два класса: автоматические и
полуавтоматические В первом случае носителями информации являются перфокарта, перфолента,
магнитная лента, бумажная лента. Во втором случае для ввода и вывода информации применяют
пульсы управления, пишущие машинки, экранные пульты.
Наиболее распространены перфокарты (рис. 23.10), которые представляют собой тонкий
прямоугольный лист картона толщиной 0,18 мм и размером 187,4x82,5 мм со срезанным верхним
левым углом, служащим для правильной установки перфокарты в устройстве ввода. Поле разбито на
80 колонок и 12 строк. Десять строк помечены цифрами от 0 до 9, а 11-я и 12-я строки расположены
сверху над нулевой. Номера колонок напечатаны сверху и снизу карты. Информация фиксируется на
перфокартах в виде пробивок (на рисунке—в виде черных прямоугольников). Отверстие
характеризует единицу, а отсутствие его—нуль. Применяют два способа нанесения информации на
перфокарты: построчный и поколонный.
Перфоленту (рис. 23.11) изготавливают из бумажной ленты толщиной 0,1—0,15 мм и шириной,
зависящей от числа дорожек на ней. Наиболее распространены пятидорожечные и
восьмидорожечные перфоленты шириной соответственно 17,5 и 25 мм. Пробивки ленты в поперечном направлении образуют строки. На каждой строке кодируют один символ—цифру или
букву. Положение каждой строки определяется пробивкой на специальной синхронизирующей
дорожке С.
220
Для пробивки информации на перфоленте используют специальные коды. На рис. 23.11 показан пример пробивки числа 10896 в соответствии с международным телеграфным кодом № 2 (с кодами
можно познакомиться в специальной литературе).
Пробивка перфокарт и перфолент проводится с помощью специальных устройств, называемых перфораторами. С целью проверки
правильности пробивки применяют устройства контроля перфокарт и
перфолент.
Считывание информации с перфокарт и перфолент с целью преобразования ее в систему
электрических импульсов может производиться, например, фотоэлектрическим способом (рис.
23.12,а), Носитель информации 1 (лента или карта) проходит между лампой 2 и блоком фотодиодов
3. При наличии пробивок в носителе луч света попадает на фотодиоды, которые преобразуют
световой сигнал в электрический.
В качестве выходных устройств ЦВМ широко применяют цифровые печатающие устройства
(узкая печать) и алфавитно-цифровые печатающие устройства (АЦПУ, широкая печать). Принцип
действия печатающего устройства барабанного типа иллюстрируется из рис. 23.12,6. Барабан 1
состоит из набора печатающих колес, на которых выпукло изображены все печатаемые символы.
Число колес равно числу символов в печатной строке (для узкой печати— 16, для широкой—128).
Между барабаном 1 и бумагой 3 размещена красящая лента 2. При прохождении электрического
сигнала через обмотку 5 электромагнита (по команде с блока управления) молоточек 4 переместится
по направлению к барабану, ударит через бумагу и красящую ленту по символу и на бумаге
останется знак этого символа.
Одна из разновидностей устройств вводавывода — экранные пульты,
называемые
терминалами или дисплеями (рис. 23.12,в). Такое
устройство содержит клавишный пульт и экран. С
помощью пульта осуществляется диалог человека
(оператора) с ЦВМ, например, ввод и вывод
информации на экран, запрос программы из ОЗУ,
коррекция программы и т. п.
Для печати графиков и чертежей в
современных ЦВМ используют графопостроители, выдающие информацию с высокой точностью и
позволяющие их использовать непосредственно для изготовления рабочих чертежей в системах
автоматизированного проектирования.
При использовании ЦВМ в системах управления технологическими процессами в качестве
устройств ввода-вывода используют аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи,
непосредственно связанные с датчиками технологических параметров и исполнительными
устройствами систем локального управления.
§ 6. ПОРЯДОК РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ НА ЦВМ
При использовании ЦВМ для решения какой-либо задачи необходимо проделать ряд операций.
1. Разработка алгоритма решения задачи. Всякую задачу, решаемую на ЦВМ, следует прежде
всего сформулировать математически. Затем указать метод решения ее в виде последовательности
арифметических и логических действий над исходными данными, в результате выполнения которых
получают решение. Такая последовательность действия называется алгоритмом решения задачи.
Обычно алгоритм иллюстрируется его блок-схемой.
2. Составление программы. Перевод алгоритма решения задачи на язык, понятный данной
ЦВМ, называется программированием. Эту операцию проводит программист, знакомый с системой
организации команд данной ЦВМ. Перевод алгоритма на машинный
язык весьма трудоемкий процесс, тем более что команды в различных ЦВМ организованы поразному. С целью облегчения труда программиста в ЦВМ используют специальные универсальные
алгоритмические языки программирования, которые позволяют записывать условия и алгоритм
решения задачи в виде определенного набора символов, правил записи и т. п.
221
На практике применяют ряд таких алгоритмических языков, как ФОРТРАН, КОБОЛ, АЛГОЛ и
др. Эти языки не связаны с конструктивными особенностями ЦВМ. Перевод программы, записанной
на универсальном алгоритмическом языке, например ФОРТРАНЕ, на машинный язык конкретной
ЦВМ производят с помощью специальной программы, которая называется транслятором (переводчиком) и входит в комплект программ данной ЦВМ.
3. Перфорация программы и исходных данных. Эта операция осуществляется с помощью
комплекса устройств подготовки данных, в состав которого входят перфораторы и устройства
контроля качества перфорации.
4. Отладка программы. Этот важный этап сводится к отысканию как ошибок в тексте
программы, так и ошибок перфорации. Программу проверяют по контрольному варианту (тесту), т.
е. по набору исходных данных, для которого известно решение. Если составленная программа не
дает правильного решения, то ошибку в ней отыскивают методом поэтапного просмотра
промежуточных результатов решения и сравнения их с известными.
5. Проведение расчетов. Оператор вводит в ЦВМ отлаженную программу и исходные данные.
Результат вычислений передается заказчику в виде таблиц, графиков и т. п.
Опыт функционирования информационных систем и систем управления свидетельствует о том,
что существует целый ряд однотипных задач, используемых в различных отраслях промышленности.
Для решения таких задач создаются так называемые стандартные программы, которые образуют
библиотеку программ данной ЦВМ.
Контрольные вопросы
1. Приведите сравнительную характеристику аналоговых и цифровых вычислительных машин.
2. Объясните назначение основных блоков цифровой вычислительной машины.
3. В чем разница представления чисел по форме с фиксированной и плавающей запятой?
4. Объясните взаимодействие основных блоков и устройства Управления.
5. Объясните принцип записи информации в ЗУ на ферритовых сердечниках.
6. Объясните принцип записи информации на магнитных лентах и дисках.
7. Назовите последовательность операций при решении задачи на ЦВМ.
8. Назовите основные разновидности устройств ввода-вывода ЦВМ.
Глава 24
ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
§ 1. ПОНЯТИЕ ОБ АГРЕГАТНОЙ СИСТЕМЕ ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКОЙ ТЕХНИКИ
Совокупность устройств, предназначенных для обмена информацией между контролируемыми
пунктами (КП) и пунктом управления (ПУ) через канал связи, а также устройств обработки и
отображения информации образует систему телемеханики.
В системах телемеханики различают следующие виды сообщений:
телесигнализация (ГС)—передача дискретной информации о поположении или состоянии
контролируемых объектов;
телеизмерение текущих значений параметров (ТИТ}—передача непрерывных или дискретных
значений измеряемого параметра с целью восстановления на приемной стороне хода изменения его
во времени;
телеизмерение интегральных значений параметров (ТИИ)—передача суммарных за
определенный промежуток времени дискретных значений параметров;
телеуправление (ТУ) —передача дискретных команд на двухпозиционные исполнительные
устройства;
телерегулирование (ТР) — передача дискретных или непрерывных команд, воздействующих на
установки регуляторов или непосредственно на исполнительные устройства систем регулирования;
производственно-статистическая информация (ПСИ) — передача буквенно-цифровой
информации о состоянии) производственного процесса или рекомендуемых режимах работы.
ПУ может быть соединен с КП по радиальной, цепочной или древовидной структуре линии
связи. При радиальной структуре каждый КП соединен с ПУ непосредственными линиями связи.
При цепочной структуре линия связи от ПУ проходит через все КП, подключенные к ней либо
222
последовательно, либо параллельно. При древовидной структуре ПУ соединяется с КП произвольно
разветвленной сетью линий связи.
Современные системы телемеханики строятся на базе агрегатной системы телемеханической
техники (АСТТ), которая представляет собой набор типовых функциональных блоков и узлов,
выполненных на интегральных микросхемах. На рис. 24.1 показана укрупненная структурная схема
системы АСТТ. Основными блоками ее являются: блоки, 9 обработки и воспроизведения
информации; блок первичных преобразователей информации 2; блоки управления 3, 5 передачей и
приемом отдельных видов информации; блоки 5, 6 преобразователей кодов и сигналов (ПКС); блоки
режима работы (БРР) 4, 7, определяющие порядок функционирования системы.
Блоки 1, 9 включают преобразователи кодов (ПК), цифро-аналоговые преобразователи (ЦАП},
блоки масштабирования (М) и сравнения кодов (С/С), блоки цифровой индикации (ЦИ} и цифровой
регистрации (ЦР), блоки управления фотосчитывателем (ФС) и перфоратором (ПР), блоки
воспроизведения сигналов состояния объектов для мнемонического и светового щитов (ВСМ и
ВСС). Большинство этих блоков размещены в пункте управления. На контрольном пункте
установлены блоки ФС и ПР для передачи и приема производственно-статистической информации, а
также ЦАП для задания установок регулятором в аналоговом виде.
Первичные преобразователи информации (блок 2) используют для кодирования измерительной
информации. При этом используют преобразователи напряжения и — код НК, частоту f— код ЧК.,
угол поворота α—код УК, число импульсов n—код ЧИК. К преобразователям информации относится
блок наличия информации (БНИ), предназначенный для выявления изменения состояния
двухпозиционных объектов.
Блоки управления передачей ТИТ, ТИИ и ТС устанавливают на контрольном пункте, а блоки
управления приемом этих сигналов — на пункте управления. Блоки управления приемом ТУ и ТР
устанавливаются на К.И, а блоки управления передачей ТУ и ТР — на ПУ. Производственностатистическая информация может передаваться как с КП, так и с ПУ, поэтому блоки ПСИ
помещены с обеих сторон схемы. Для обеспечения обмена информацией между устройствами
телемеханики и ЭВМ предусмотрен узел сопряжения УС.
Основными элементами блоков системы АСТТ являются рассмотренные в гл. 22 триггеры,
регистры, счетчики, логические элементы и т. п. Так как функциональные схемы этих блоков
достаточно сложны, в дальнейшем при рассмотрении телемеханических комплексов используются
укрупненные структурные схемы типа, показанного на рис. 24.1.
Многообразие задач, решаемых средствами телемеханики, выдвигает при их построении ряд
противоречивых требований, например выбор минимального числа устройств для использования их
в различных отраслях промышленности или снижение стоимости устройств при улучшении их
характеристик и т. п. Принципиально возможно создание единого комплекса, рассчитанного на
применение в системах с произвольной структурой линий связи (радиальная, цепочная, древовидная), с возможностью как одновременного, так и поочередного обмена информацией между КП
и ПУ и т. п. Однако усложнение структуры линий связи усложняет организацию системы сигналов
223
для выбора конкретного КП. Поэтому развитие телемеханики происходит по пути создания
ограниченного числа комплексов (систем), каждый из которых призван обеспечивать потребности
однотипной труппы технологических объектов§ 2. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Для телемеханизации технологических объектов нефтедобывающих предприятий применяют
систему телемеханики ТМ-620, осуществляющую централизованный сбор информации об
интегральных (ТИИ) и текущих (ТИТ) значениях параметров, телединамометрирование
(телеконтроль), телеуправление (ТУ) двухпозиционными исполнительными устройствами,
телесигнализацию аварийного состояния объекта (ТСА), телесигнализацию состояния
двухпозиционного объекта (ТС), проведение телефонных переговоров (рис. 24.2).
Устройства КП системы ТМ-620 выполнены в четырех модификациях: КП1—для групповых
замерных установок (ГЗУ), КП2—для блочных кустовых насосных станций (БКНС), КПЗ и КП4—
для индивидуальных нефтяных скважин.
В модификации КП1 (рис. 24.2,а) предусмотрены телеуправление ТУ двумя исполнительными
устройствами (ИУ), телеизмерение четырех текущих значений ТИТ (давлений), телеизмерение трех
интегральных значений ТИИ (например, дебита жидкости нефти и газа), передача двух сигналов
аварийного состояния ТСА.
Телеизмерение дебита нефтяных скважин может осуществляться .по трем программам:
местной, единой центральной и индивидуальной центральной.
В первом случае время замера дебита устанавливается на КП данной групповой замерной
установки (ГЗУ) и является одинаковым для всех скважин этой ГЗУ.
Во втором случае время замера дебита устанавливается на ПУ и является одинаковым для всех
скважин.
В третьем случае время замера дебита устанавливается на ПУ .индивидуально для каждой
скважины.
Время замера дебита обычно составляет 1 2, 4 и 8 ч. Для телемеханизации кустовых насосных
станций (КП2, рис. 24.2,6) предусмотрены до 8 сигналов ГУ, до 16 сигналов от датчиков ТИТ
телеизмерений текущих значений параметров, телеизмерение трех интегральных значений ТИИ,
передача состояний до 8 двухпозиционных объектов ТС и двух сигналов аварийного состояния ТСА.
Модификация КПЗ (рис. 24.2,в) предусматривает телеуправление ГУ двумя исполнительными
устройствами на нефтяной скважине, телеизмерение четырех текущих значений параметров ТИТ
(давлений), передачу двух сигналов аварийной сигнализации ТСА.
Модификацией КП4 (рис. 24.2,г) предусмотрены телеуправление ТУ одним исполнительным
устройством, телеизмерение двух текущих.
224
значений параметров ТИТ, передача двух сигналов аварийной сигнализации ТСА, а также
телединамометрирование ТД одного объекта (скважинного насоса), осуществляемое с помощью
датчиков хода и усилия. Последние датчики, а также блок питания КП4 выполнены в
искробезопасном исполнении.
Во всех модификациях предусмотрена телефонная связь КП с ПУ. Координацию работы блоков
КП осуществляет блок режима работы БРР, прием и передачу информации—линейный узел ЛУ.
В системе ТМ-620 выбрана древовидная структура линий связи КП с ПУ в виде двухпроводного
выделенного кабеля. Число таких линий связи (направлений)—до 15. К каждому направлению может
подключаться до 15 КП.
Координацию работы ПУ системы ТМ-620 (рис. 24.3) осуществляет блок режима работы БРР.
По его команде коммутатор направления КН подключает к одному из направлений линейный узел
ЛУ. Последний преобразует непрерывный частотный сигнал в прямоугольные импульсы, которые
через БРР поступают на преобразователь.
Блок приема-передачи БПП осуществляет прием ТИИ и ТИТу а также передачу в канал командных
сигналов. Блок замера дебита БЗД включается в состав ПУ для обеспечения измерения дебитов по
индивидуальным программам (третий вариант программы). Пря использовании местной или единой
центральной программы этот блок не устанавливают. Блок управления приемом телесигнализацией
БТС формирует сигнал управления звуковой или световой сигнализацией.
225
Для представления информации на ПУ в удобном для использования виде применяется
устройство обработки телемеханической информации УОТИ-1. Оно обеспечивает регистрацию на
пишущей машинке, перфорацию и индикацию ТИИ и ТИТ, индикацию теледина-мометрирования,
регистрацию и перфорацию операций по телеуправлению, сигнализацию (световую и звуковую)
состояния объектов. Передача команд телеуправления производится с пульта диспетчера ПД через
блок БТУ.
Система ТМ-620 работает в двух режимах: автоматического циклического опроса информации
и опроса информации по вызову с ПУ. Общее число КП в системе может достигать 225.
Максимальное расстояние между КП и ПУ составляет 60 км. Конструктивно КП выполняют в
навесных, а ПУ—в напольных шкафах.
§ 3. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Для телемеханизации технологических процессов крупных газодобывающих предприятий
обычно применяют две системы телемеханики—центральную (ЦТМ) и районную (РТМ). В качестве
центральной системы телемеханики применяют систему ТМ-120-1, разработанную для
телемеханизации магистральных нефте- и газопроводов, а в качестве районной—систему «Импульс2». К объектам телемеханизации системы ТМ-120-1 относят установки комплексной подготовки газа
(УКПГ) и дожимные компрессорные станции (ДКС), а к системе «Импульс-2»—внутрипромысловый
коллектор (рис. 24.4).
Система ТМ-120-1 обеспечивает обмен информацией между ПУ и числом КП, равным 30.
Соединение между ПУ и КП может быть выполнено линиями связи произвольной структуры.
Основным вариантом является связь в виде 4 основных и 4 резервных каналов, к которым
произвольным образом подключаются все КП.
В качестве датчиков ТИТ можно применять кодовые и аналоговые с выходными сигналами 0—
5 или 0—20 мА.
С каждого КП независимо от их числа может быть передана следующая информация:
телеизмерение до 64 текущих значений ТИТ параметров (32 от датчиков с аналоговым токовым
выходом и-32 от кодовых), телеизмерение 8 интегральных значений ТИИ, телесигнализация о
состоянии двухпозиционных объектов ТС—до 256 сигналов (32 группы по 8 сигналов в каждой),
статистическая информация—до 512 десятичных разрядов (цифр).
Кроме того, каждый КП может ретранслировать 160 параметров телеизмерения ТИ и
телесигнализацию 128 сигналов из системы телемеханики нижнего уровня («Импульс-2»). На
каждый ПК с ПУ могут быть переданы 32 команды ТУ, 8 команд ТР, а также до 128
двухпозиционных команд ТУ для ретрансляции в систему нижнего уровня.
В качестве устройства обработки информации, циркулирующей в системе ТМ-120-1,
предусмотрено использование управляющих ЭВМ типа М-6000 или СМ-2. Вместе с тем с целью
воспроизведения основных сообщений ТС при временном выходе из строя ЭВМ в состав системы
введены локальные устройства воспроизведения информации (ЛУВИ) (до восьми).
226
На рис. 24.5 показана структурная схема КП системы ТМ-120-1. Информация о текущих
значениях параметров с кодовых и аналоговых датчиков поступает соответственно на блок приема
кодовых сигналов ТИТ {К) и блок приема аналоговых сигналов ТИТ (АЦП) имеющий аналогоцифровой преобразователь.
Передача интегральных значений параметров осуществляется по вызову с ПУ с помощью блока
управления передачей ТИИ, который состоит из интеграторов (счетчиков), суммирующих число
импульсов от датчиков ТИИ.
Цифровая производственно-статистическая информация передается с ручного пульта ввода 775
с помощью блока передачи ПСИ. При изменении состояния двухпозйционных объектов блок ТС
выдает в блок режима работы БРР «запрос связи» и по команде БРР передает информацию на ПУ.
Передача телесигнализации может также осуществляться с помощью блока ТС по вызову с ПУ.
Передача команд телеуправления двухпозиционными исполнительными устройствами и изменения
уставок регулирующим устройствам систем локального регулирования осуществляется
соответственно с помощью блоков ТУ и ТР.
Блок режима работы БРР связан с ПУ посредством блока преобразователей кодов и сигналов
ПКС. Приемно-передающее устройство ПУ системы ТМ-120-1 предназначено для обмена
информацией с КП, ЭВМ, устройствами ЛУВИ и пультом.
Режим работы пункта управления (ПУ) (рис. 24.6) задается блоком БРР путем одновременной
подачи во все каналы связи кодовых комбинаций, определяющих порядок работы системы. При этом
осуществляется циклический вызов ТИТ, вызов в установленное время ТИИ и ПСИ. Это время
определяется программой, заложенной в ЭВМ. Последняя связана с БРР посредством узла
сопряжения УС. Для выявления заявок на передачу ТС блок БРР периодически осуществляет опрос
всех контролируемых пунктов. Принимаемая информация о состоянии двухпозиционных объектов
ТС поступает через устройства воспроизведения ЛУВИ на щит диспетчера (ЩД) и одновременно
вводится через устройство сопряжения УС в вычислительную машину.
Команды телеуправления (ТУ) и телерегулирования (ТР} поступают в блок задания команд
БЗК. либо с пульта диспетчера ПД, либо с ЭВМ и контролируются диспетчером с помощью узла
индикации команд (УИК). Все команды, формируемые диспетчером, вводятся в ЭВМ. Одно из КП и
ПУ подключается с помощью блока БРР переключателем каналов приема ПКП.
227
Конструктивно контролируемые пункты, пункт управления и устройства воспроизведения
ЛУВИ выполнены в виде напольных шкафов.
В качестве системы телемеханики нижнего уровня на газовых промыслах применяют систему
«Импульс-2», собирающую информацию и управляющую работой внутрипромыслового коллектора.
В состав системы входят: комплект 7(77; 77У с пультом ПД и щитом ЩД диспетчера и с
цифропечатающим устройством УЦП регистрации информации; ретранслятор телемеханических
сигналов РТС из ретрансляции сообщений распорядительной информации, передаваемых с КП на
ПУ, комплект сервисных устройств.
§ 4. МИКРОПРОЦЕССОРЫ И НЕКОТОРЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В последние годы микропроцессором стали называть миниатюрный монолитный прибор,
построенный на базе больших интегральных схем (БИС), способный выполнять функции
центрального процессора ЦВМ. Микропроцессор, дополненный запоминающим устройством,
устройствами ввода-вывода и вспомогательными БИС, образует микроЭВМ. Вместе с тем в
последние годы наметилась тенденция применения микропроцессоров в качестве самостоятельных
вычислительных устройств в системах сбора, обработки и передачи информации, а также в системах
автоматизированного управления.
С этой целью предусмотрены так называемые «микропроцессорные системы», состоящие из
микропроцессора, устройства для ввода информации от датчиков, устройства для передачи
управляющих воздействий на исполнительные устройства и запоминающего устройства. Каждая из
таких систем предназначена для выполнения некоторой четко определенной функции.
Однако в отличие от существующих в настоящее время информационных систем и систем
управления, построенных на базе жестких связей между элементами системы, функция
микропроцессорной системы может быть легко изменена путем изменения программы (алгоритма) ее
работы. При этом исключаются такие трудоемкие и дорогостоящие процессы, как
перепроектирование системы управления, отключение технологического оборудования, монтаж
дополнительных элементов системы управления.
Высокая надежность микропроцессоров, обеспеченная высокой степенью интеграции
элементов схем, простота их обслуживания и невысокая стоимость предопределяют появление
принципиально новых структурных решений в организации систем управления. На смену
централизованным системам приходят децентрализованные, в которых микропроцессоры выполняют
первичную обработку информации и автоматическое регулирование на нижнем уровне. Это
значительно снижает требования к производительности центральной ЭВМ, повышает живучесть
системы, так как микропроцессорные устройства, обладая высокой степенью автономности, могут
продолжать работать при отказе центральной ЭВМ.
Так, перспективные автоматизированные системы управления технологическими процессами
добычи и подготовки природного газа создаются на основе специализированных двухуровневых
вычислительных комплексов с размещением микропроцессоров на установке комплексной
подготовки газа (УКПГ) и центральной ЭВМ в центральном диспетчерском пункте промысла.
Применение микропроцессоров ь такой системе позволит эффективно решать задачи контроля, оптимального управления технологическим процессом, защиты оборудования, диагностики состояния
оборудования за счет получения более полной и достоверной информации. Это повысит
автономность УКПГ, качество и надежность управления и одновременно приведет к сокращению
потребления электроэнергии, уменьшению габаритов средств автоматизации и сокращению расхода
кабеля.
Институтом ЦНИИКА разработан агрегатный ряд управляющих вычислительных
телемеханических комплексов (УВТК) на базе микроЭВМ «Электроника-60», размещенных в
пунктах управления (ПУ) и в контролируемых пунктах (КП). Наличие встроенных микроЭВМ в
устройствах КП и ПУ позволяет сжимать данные при передаче непрерывной информации. Значения
измеряемых параметров сглаживаются, чтобы убрать шумы, новое значение параметра передается,
если оно устойчиво отклонилось от ранее переданного. Устройства КП обеспечивают, с одной
стороны, сбор информации и воспроизведение ее для местного обслуживающего персонала,
228
управление сосредоточенными на КП объектами, а с другой—обмен информацией с устройством ПУ
и удаленными терминалами.
На базе этих агрегатных средств телемеханики разрабатывается управляющий вычислительный
телемеханический комплекс для рассредоточенных объектов нефтегазодобывающих предприятий.
При оперативном управлении процессом бурения в рамках проектируемых АСУ ТП число
разнородных параметров, которые должны при этом рассчитываться, может достигать 100. Это
предъявляет серьезные требования к аппаратуре передачи такого объема информации от датчиков на
ЭВМ. Решение задачи может быть упрощено выполнением ряда расчетов с помощью
микропроцессора, установленного на буровой.
Применение микропроцессорных вычислителей на узлах замера газа приведет к существенному
повышению точности измерения расхода и, следовательно, к ликвидации небаланса при расчетах
между газодобывающим и газотранспортным предприятием.
Перспективно также применение микропроцессоров в передвижных установках для
гидродинамических исследований скважин.
В целом переход средств автоматизации на микропроцессорную базу позволит создать новое
поколение высоконадежных систем автоматизации, обеспечивающих более широкие функции
управления технологическими процессами.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные блоки системы АСТТ.
2. В чем различие модификаций контролируемых пунктов (КП) системы ТМ-620?
3. Объясните основные функции блока ПУ системы ТМ-620.
4. Объясните характер взаимодействия блоков КП и ПУ системы ТМ-120-1.
5. Каково назначение ЭВМ в системе ТМ-120-1.
6. Что такое «микропроцессор» и какова его роль в системах управления технологическими
процессами?
229
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации. Том 3, вып. 3.
ЦНИИИТЭИ приборостроения, М., 1975.
2. Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации. Том 3, вып. 5.
ЦНИИИТЭИ приборостроения. М, 1975.
3. Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. Недра, 1979.
4. Исакович Р. Я., Кучин, Б. Л., Попадько В. Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа.
М., Недра, 1976.
5. Локотош Б. Н., Семенцов Г. Н. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин. Львов,
Высшая школа, 1977.
6. Клюев А. С.. Глазов Б. В., Дубровский А. X. Проектирование систем автоматизации
технологических процессов. М., <Энергия>, 1980.
7. Методы управления объектами заводнения нефтяных горизонтов/Р. Я. Исакович, Г. Ф.
Меланифиди, М., Недра, 1979.
8. Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа/ Ю. М. Котелевский,
Г. В. Мамонтов, Л. Н. Нисман и др. М., Недра, 1976.
9. Стефани Е. П. Основы построения АСУ ТП. М., Энергоиздат, 1982.
10. Стрыгин В. В. Основы автоматики и вычислительной техники. М., Энергоиздат, 1981.
11. Пшеничников А. М., Портнов М. Л. Технологические системы на интегральных
микросхемах, М., Энергия, 1977.
12. Тараненко Б. Ф.. Герман В. Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами.
М., Недра, 1976.
13. Шишкин О. П., Парфенов А. Н. Основы автоматики и автоматизации производственных
процессов. М., Недра, 1973.
230
ОГЛАВЛЕНИЕ
ЧАСТЬ ПЕРВАЯ
Информационные системы и измерение технологических параметров
Глава 1. Задачи и принципы построения информационных систем ……………………………..
§ 1. Функции и структура информационных систем ..............................................................
§ 2. Мера количества информации .........................................................................................
§ 3. Передача информации .......................................................................................................
Глава 2. Общие сведения об измерениях и приборах ....................................................................
§ 1. Понятие об измерениях ......................................................................................................
§ 2. Физические величины и их единицы ................................................................................
§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления ………………………
§ 4. Классификация средств измерений ...................................................................................
§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности ...................................................
Глава 3. Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации ............
§ 1. Принципы построения ......................................................................................................
§ 2. Характеристика ветвей ГСП ..............................................................................................
§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами ........................................................
Глава 4. Системы дистанционных измерений ..................................................................................
§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи …………………….
§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами ....................
§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных
измерений ............................................................................................................................................
Глава 5. Измерение давлений и разрежений ...................................................................................
§ 1. Основные определения и классификация приборов …………………………………...
§ 2. Деформационные манометры ............................................................................................
§ 3. Электрические манометры ...............................................................................................
§ 4. Скважинные манометры .....................................................................................................
Глава 6. Измерение температур ........................................................................................................
§ 1. Температурная шкала ......................................................................................................
§ 2. Термометры манометрические ........................................................................................
§ 3. Электрические термометры сопротивления ....................................................................
§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах ..................
§ 5. Измерение температуры в скважинах ...............................................................................
Глава 7. Измерение расхода жидкости, пара и газа .........................................................................
§ 1. Определение и классификация методов измерения ........................................................
§ 2. Объемные расходомеры ….................................................................................................
§ 3. Расходомеры переменного перепада давления ................................................................
§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления ................................................................
§ 5. Расходомеры переменного уровня ....................................................................................
§ 6. Тахометрические расходомеры .........................................................................................
§ 7. Вибрационный массовый расходомер ............................................................................
§ 8. Электромагнитные расходомеры ......................................................................................
§ 9. Измерение расхода в скважине .........................................................................................
Глава 8. Измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах…………………………………
§ 1. Назначение и классификация приборов ...........................................................................
§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры .............................................................................
§ 3. Пьезометрические уровнемеры .......................................................................................
§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах .......................................................................
Глава 9. Измерение физических свойств веществ и примесей ....................................................
§ 1. Измерение плотности .........................................................................................................
§ 2. Измерение вязкости.............................................................................................................
§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти ……………………………………………….
§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти .......................................................................
Глава 10. Контроль процессов бурения скважин ............................................................................
1
1
3
5
11
11
13
13
16
18
20
20
21
22
25
25
27
29
33
33
34
38
40
46
46
47
49
51
52
54
54
55
56
58
59
59
61
62
65
68
68
68
70
71
74
75
78
81
83
85
231
§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин ..........................................................
§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой .........
§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения ...........................................................
§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения .................
§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с
электрическим каналом связи ............................................................................................................
§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с
гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки…………………………………….
ЧАСТЬ ВТОРАЯ
Системы автоматического регулирования и средства автоматизации
Глава 11. Основные понятия теории автоматического регулирования ………………………….
§ 1. Система автоматического управления ............................................................................
§ 2. Обратные связи .................................................................................................................
§ 3. Понятия устойчивости системы ........................................................................................
§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования ………………………...
§ 5. Классификация систем автоматического регулирования………………………………
§ 6. Требования, предъявляемые к CAP ……………………………………………………..
§ 7. Понятие статической характеристики...............................................................................
§ 8. Понятие динамических характеристик………………………………………………......
Глава 12. Расчет систем автоматического регулирования………………………………………...
§ 1. Типовые динамические звенья ........................................................................................
§ 2. Способы соединения звеньев ............................................................................................
§ 3. Понятие устойчивости системы ........................................................................................
§ 4. Критерии устойчивости .....................................................................................................
§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования ………………………..…
§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования .....................................................
Глава 13. Общие сведения об автоматических регуляторах . ……………………………………
§ 1. Классификация автоматических регуляторов ...............................................................
§ 2. Математические модели регуляторов ..............................................................................
§ 3. Регуляторы прямого действия .........................................................................................
Глава 14. Пневматические регуляторы ............................................................................................
§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов ..................................................
§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики
(УСЭППА) ...........................................................................................................................................
§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы СТАРТ ..........
Глава 15. Исполнительные устройства .............................................................................................
§ 1. Общая характеристика и классификация исполнительных устройств ………………..
§ 2. Регулирующие органы.........................................................................................................
§ 3. Исполнительные механизмы..............................................................................................
§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств………………………
Глава 16. Построение функциональных систем автоматизации технологических процессов .
§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса….
§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу …….
§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку
приборов и устройств .......................................................................................................................
§ 4. Функциональные схемы автоматизации .......................................................................
.
ЧАСТЬ ТРЕТЬЯ
Системы автоматического управления производственными процессами
Глава 17. Автоматизация управления процессом бурения ...........................................................
§ 1. Теоретические основы автоматического управления процессом бурения …………..
§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота…………………………..
§ 3. Электромашинные устройства подачи долота ……………………………………….....
§ 4. Забойные устройства подачи долота .................................................................................
232
85
86
90
97
98
102
104
104
105
105
106
107
109
110
111
114
114
119
122
123
127
130
131
131
132
135
137
137
137
142
147
147
148
151
153
155
155
156
159
162
164
164
166
168
172
Глава 18. Автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа ..................
§ 1. Характерные особенности нефтедобывающих предприятий и основные принципы
их автоматизации ................................................................................................................................
§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего
предприятия ........................................................................................................................................
§ 3. Автоматизация нефтяных скважин ..................................................................................
§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки ………………………….
§ 5. Автоматизированные сепарационные установки ...........................................................
§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции…………………………
Глава 19. Автоматизация подготовки и откачки товарной нефти………………………………..
§ 1. Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации………………..
§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти……………………….....
§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти ........................................................
§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций …………………………...
Глава 20. Автоматизация объектов поддержания пластовых давлений …………………………
§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ППД)………………….
§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация
водозаборных скважин ......................................................................................................................
§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции ………………………….
Глава 21. Автоматизация добычи и промысловой подготовки газа……………………………...
§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов
автоматизации......................................................................................................................................
§ 2. Автоматическое управление добычей промысла ...........................................................
§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа ............
§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа ..................................................
Глава 22. Основные элементы и вузлы комплекса технических средств АСУ ТП ......................
§ 1. Назначение и общие принципы организации АСУ ТП ...................................................
§ 2. Основные элементы системы телемеханики и вычислительной техники …………….
§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи ……………………………
Глава 23. Основы вычислительной техники ....................................................................................
§ 1. Общие сведения об ЭВМ ....................................................................................................
§ 2. Принципы построения и области применения ЦВМ .....................................................
§ 3. Процессоры .......................................................................................................................
§ 4. Запоминающие устройства ...............................................................................................
§ 5. Устройства ввода-вывода ..................................................................................................
§ 6. Порядок решения задачи на ЦВМ ....................................................................................
Глава 24. Телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа ………………...
§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники …………………………..
§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий ........................................................
§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий ...........................................................
§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой
промышленности ...............................................................................................................................
Список литературы ...........................................................................................................................
173
173
175
176
178
181
185
187
187
189
193
194
197
197
199
201
203
203
205
207
212
215
215
216
222
223
223
224
226
228
230
231
232
232
234
236
238
240
233
