- •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 измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 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
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии 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
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 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
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •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
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
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 Свых1 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.
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.