Автоматизация объектов ДНС

метки: Датчик, Автоматизация, Измерение, Уровнемер, Выходной, Диапазон, Технологический, Средство

Современный этап развития промышленного производства характеризуется переходом к использованию передовой технологии, стремлением добиться предельно высоких эксплуатационных характеристик как действующего, так проектируемого оборудования, необходимостью свести к минимуму любые производственные потери. Все это возможно только при условии существенного повышения качества управления промышленными объектами, в том числе путем широкого применения АСУ ТП.

Улучшение технологии добычи нефти и газа, создания высокопроизводительного оборудования, освоение новых нефтяных и газовых месторождений, рост добычи нефти и газа стали возможны благодаря развитию и внедрению автоматизации и совершенствованию управления с применением экономико-математических методов и электронно-вычислительной техники.

Нефтегазодобывающие предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают десятков и сотен квадратных километров. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормального функционирования нефтегазодобывающего предприятия необходимо обеспечить надежную работу автоматизированного оборудования, дистанционный контроль за технологическими параметрами.

Основное назначение ДНС-3 — это сепарация нефти и газа, а также предварительный сброс и подготовка пластовой воды. Также на ДНС осуществляется насосный транспорт нефти на дальнейшую обработку и транспорт газа на газоперерабатывающий завод.

1. Современное состояние проблемы контроля

Большая часть современных АСУТП реализуют функции текущего контроля многочисленных показателей ТП и представления информации о процессе технологам-операторам в удобной для них форме. На основе данных контроля показателей осуществляется «анализ тревог», то есть выявление и предупреждение предаварийных и аварийных ситуаций. В режиме нормальной эксплуатации работают системы автоматического регулирования — в основном, это одноконтурные системы стабилизации расходов отдельных материальных и энергетических потоков.

При всей сложности реализация перечисленных функций АСУТП не требует длительного изучения особенностей конкретной технологии, а автоматизация проектирования с использованием SCADA-систем и унифицированных системотехнических решений позволяет относительно быстро и дешево решать наиболее насущные задачи контроля и управления. Гораздо труднее, дольше и дороже подняться на следующую ступень и реализовать управление не отдельными фрагментами ТП, а процессом в целом, когда задания регуляторам расходов дает не технолог-оператор, а автоматическим или автоматизированным способом формирует сама система. И дело не в технических ограничениях, которые не позволяли решать столь сложные задачи в прошлом — современная быстро прогрессирующая вычислительная техника может справиться с задачами большой размерности. Основные сложности здесь обусловлены необходимостью построения математической модели ТП для учета взаимосвязей различных показателей — ведь отсутствие учета перекрестных связей при управлении многомерным объектом может вызвать существенное ухудшение качества управления вплоть до потери устойчивости. Но даже если сформирована модель процесса, проектировщиков и наладчиков АСУТП ждут трудности разработки алгоритмов управления и настройки их многочисленных параметров. Дело в том, что современная теория управления многомерными системами при всей ее мощи плохо приспособлена для учета совокупности таких типичных особенностей производственных объектов, как запаздывания, жесткие ограничения на допустимую область изменения переменных, значительные измерительные помехи, нестандартные критерии качества управления.

Системы автоматизированного управления на базе компьютерных технологий

... «информационная технология». автоматизированный управление компьютерный Замечание:, Компьютерная технология, Компьютерная технология Прилагательное «компьютерная» подчеркивает, что основным техническим средством ее реализации является компьютер. Поскольку предметом нашего изучения являются компьютерные технологии в области автоматизации и управления, а задачи автоматизации решаются в свою очередь ...

Как же справиться с перечисленными проблемами? Ведь это совершенно необходимо, так как оптимизация управляемых процессов в целом может дать значительный экономический эффект. Несмотря на разнообразие конкретных задач, все же можно наметить общий подход к их решению. Коротко говоря, он заключается в том, чтобы в отсутствие строгой теории формировать структуру алгоритмов управления на основе эвристики (то есть соединения науки с интуицией и опытом), а затем осуществлять модификацию, параметрическую оптимизацию и всестороннюю проверку полученных эвристическим путем способов управления на имитационных моделях, реализуемых с применением развитых средств компьютерной имитации динамических систем типа Matlab_Simulink.

На основе такого подхода в показано, каким образом осуществляется приближенная декомпозиция задачи динамической оптимизации ТП на задачу квазистатической оптимизации режима процесса и задачу стабилизации ТП в окрестности оптимального режима. Оптимальный режим рассчитывается при этом с применением статической модели ТП известными методами математического программирования. Решение задачи стабилизации базируется на линеаризованной в окрестности режима динамической модели. Особенность предлагаемой схемы декомпозиции заключается в том, что при расчете режимных параметров ТП за счет так называемых страховых запасов учитывается текущий уровень нестабильности показателей процесса. Другая особенность заключается в том, что критерий задачи стабилизации формируется на объективной основе из условия максимизации суммарного экономического эффекта.

Что касается задачи стабилизации ТП, рассматриваемой в русле управления многомерным объектом с перекрестными связями, то здесь возможны два основных подхода. Один из них восходит к оправдавшей себя практике применения типовых законов регулирования, к которым обычно относят И-, ПИ- и ПИД-регуляторы. В многомерном варианте речь идет о формировании закона управления, при котором каждое управляющее воздействие формируется по отклонениям от заданий всех стабилизируемых переменных. Пусть для стабилизации n переменных, характеризующих состояние ТП, используется n управляющих воздействий. Тогда для формирования многомерного ПИД-регулятора необходимо настроить 3n- параметров. Например, при n = 3 число настраиваемых коэффициентов составляет 27. Теория не дает аналитических способов параметрической оптимизации многомерных типовых регуляторов, а поисковая оптимизация большого числа параметров с применением имитационного моделирования сопряжена с большими затратами времени и, как показывает опыт подобных расчетов, не гарантирует положительного результата.

контроль измерительный автоматизация сепаратор

2. Описание и характеристика технологического объекта управления

Автоматизация объектов ДНС-3 выполнена в соответствии с действующими нормами, правилами и руководящими документами.

Автоматизированная система управления созданная для данного объекта состоит из двух уровней:

• нижний уровень;
• верхний уровень.

Нижний уровень включает в себя датчики и приборы, преобразующие измеряемые величины в электрический сигнал и микропроцессорный контроллер.

Микропроцессорный контроллер выполняет следующие функции:

• сбор и обработка сигналов с аналоговых датчиков;
• сбор и обработка цифровых сигналов аварий, предупредительной и исполнительной сигнализации, состояния технологического процесса и оборудования;
• управление исполнительными механизмами;
• автоматическое регулирование технологических параметров системы;
• выявление и регистрацию причин аварийных ситуаций;
• обмен данными с верхним уровнем.

В микропроцессорном контроллере происходит обработка сигналов и выработка управляющих воздействий. Далее информация по каналам связи передаётся на верхний уровень, представленного в виде персонального компьютера и специального программного обеспечения.

Верхний уровень выполняет следующие функции:

• осуществление круглосуточного и непрерывного обмена информацией с контроллером;
• обработка информации и формирование базы данных;
• архивация информации;
• отображение состояния технологического процесса в виде мнемосхем;
• отображение тенденции изменения технологических параметров в виде графиков (трендов);
• дистанционное управление технологическим процессом;
• настройка некоторых технологических параметров;
• формирование и печать отчетных документов.

3. Описание схемы автоматизации

Система автоматизации оснащена серийными средствами, изготовленными отечественными и зарубежными приборостроительными заводами. Функциональная схема автоматизации представлена в приложении А.

Система автоматизации блока сепарации УПСВ Северо-Лабатьюганского месторождения предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов блока сепарации УПСВ осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной УПСВ.

Оснащение технологических объектов датчиками, преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой будет подробно рассмотрено в данной работе далее.

4. Обоснование и выбор технических средств для автоматизации сепаратора С-1 на УПСВ

Применяемые в проекте датчики, преобразователи, исполнительные механизмы изготавливаются предприятиями России, разработаны в последние годы и соответствуют условиям эксплуатации на месторождениях Западной Сибири.

Датчики и измерительные преобразователи, вторичные приборы имеют унифицированные выходные сигналы с одним из следующих параметров:

• аналоговые (токовые 4…20 мА) для контроля и регулирования режимных технологических параметров;
• частотно-импульсные сигналы для контроля учетных технологических параметров;
• дискретные типа «сухой контакт» для сигнализации предельных значений технологических параметров;
• интерфейсные RS 485.

Все датчики, преобразователи и исполнительные механизмы соответствуют требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды:

• по взрыво и пожаро безопасности;
• по климатическому воздействию;
• по устойчивости к воздействию агрессивных сред;
• по степени защиты оболочки от проникновения внутрь пыли и влаги.

Для выбора средства измерения избыточного давления будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 2.1.

Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.

Для измерения разности давлений был выбран датчик Метран-100-ДД.

Таблица 1 — Технические характеристики датчиков давления

Параметры	Метран-100 ДИ	Rosemount 2088	Сапфир-22	Метран-43ДИ
Диапазон измеряемых давлений	0..16	0…69	0.. 2,5	0.. 2,5
Измеряемая среда	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар	газ, жидкость, пар
Пределы допустимой погрешности, %	0,1	0,2	0,25	0,25
Защита	взрывозащищенный	взрывозащищенный	Взрывозащищенный	Взрывозащищенный
Температура окружающей среды,°С	-40…+70	-40…+85	-30…+50	-30…+50
Выходной сигнал	4…20мА	4…20мА	4…20мА	4…20мА
Срок службы	10 лет	8 лет	10 лет	8 лет

Таблица 2 — Характеристики датчика Метран-100-ДД

Выходной сигнал, мА	4-20
Предел допускаемой основной погрешности, %	0,1-1,0
Пределы измерений	0,04 кПа — 16 МПа
Исполнение	Взрывозащищенное
Межповерочный интервал	3 года
Внешнее магнитное поле напряженностью 400 А/м	Не более ±1%
Напряжение питания, В	12-42
Сопротивление изоляции, Мом	Не менее 20
Потребляемая мощность, ВА	0,8
Срок службы датчика	До 12 лет

Для измерения уровня жидкости и уровня раздела фаз были выбраны преобразователи Сапфир-22МП-ДУ так как они обладают следующими преимуществами:

• высокая температурная стабильность;
• автоматическая коррекция по температуре;
• установка нуля и перестройка диапазона измерения производится непосредственно на объекте, без вскрытия и разгерметизации электронного блока, что важно при использовании во взрывоопасной или агрессивной среде;
• преобразователи имеют высокую электромагнитную совместимость, что обеспечивает их стабильную работу вблизи мощных источников электромагнитных излучений;
• легкая интеграция в цифровые АСУ ТП;
• обеспечена возможность дистанционного снятия информации;
• защита от несанкционированного доступа.

Датчики уровня Сапфир-22МП-ДУ обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в стандартный токовый выходной сигнал. Основные характеристики датчика приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Характеристики датчика Сапфир-22МП-ДУ

Исполнение	Взрывозащищенное
Выходной сигнал, мА	4-20
Верхний предел измерений, мм	250-10000
Допускаемая основная погрешность, %	1,0
Напряжение питания, В	36±0,72
Плотность контролируемой среды, кг/м 3	350-2000
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	4,0
Сопротивление изоляции, Мом	Не менее 40

Приборы состоят из измерительного блока и электронного преобразователя. При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент-буёк. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, который преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Для контроля уровня нефти, воды и конденсата в технологических емкостях используются сигнализаторы уровня ультразвуковые УЗС 207И и УЗС 107И, так как они обладают следующими преимуществами:

• сигнализаторы обеспечивают два вида сигнализации наличие и отсутствии контролируемой среды;
• сигнализаторы УЗС-207И обеспечивают контроль исправности при подаче напряжения постоянного тока 27В от отдельного источника питания;
• погрешность срабатывания относительно номинального уровня срабатывания не более 2 мм при вертикальной установке и 5 мм при горизонтальной установке датчика.
• сигнализаторы устойчивы к воздействию температур окружающего воздуха;
• отсутствие механически движущихся частей.

Датчик состоит из чувствительного элемента, корпуса, электронного блока. Вторичный преобразователь состоит из корпуса, крышки, платы, имеет наружный винт заземления. Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 4.

Таблица 4 — Характеристики сигнализатора УЗС 207И

Исполнение	Взрывозащищенное
Выходной сигнал	24 В
Максимальное расстояние между двумя точками контроля, мм	2000
Погрешность, мм	+ 2
Время срабатывания, сек	0,5
Напряжение питания, В	220
Предельно допускаемое рабочее избыточное давление, МПа	16,0

Принцип действия сигнализатора основан на использовании метода импульсного зондирования ультразвуком с временной или частотной селекцией, который заключается в сравнении времени прохождения ультразвукового сигнала через рабочий зазор датчика, заполненной контролируемой средой или газом, с вырабатываемой в самом сигнализаторе временным интервалом.

Для получения дискретных данных о превышении или снижении заданных параметров давления были выбраны манометры электроконтактные ДМ-2005, так как они просты в исполнении и обладают хорошими эксплуатационными характеристиками.

Данный прибор является показывающим сигнализирующим манометром, предназначенным для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидкостей, паров, газов и управления внешними электрическими цепями в схемах автоматизации и блокировки трубопровода. Основные характеристики датчика ДМ-2005 приведены в таблице 5.

Таблица 5 — Характеристики датчика ДМ-2005

Диапазон показаний, кг/см 2	От 0 до 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000; 1600
Сила коммутируемого тока, А	до 1
Частота переменного тока, Гц	50±1
Предел допустимой основной погрешности срабатывания сигнализирующего устройства, %	2,5-4 диапазона показаний
Диапазон измерения избыточного давления, %	0-75 диапазона показаний вакуумметрического давления и равен диапазону показаний
Параметры сигнализирующего устройства: Напряжение внешних коммутирующих цепей	24; 27; 36; 40; 140; 220; 380 В-для цепей переменного тока; 24; 27; 36; 40; ПО; 220 В-для цепей постоянного тока;
Предел допускаемой основной погрешности, %	0,1
Потребляемая мощность контактов, ВА	10-30 постоянного 20-50 переменного тока
Средний срок службы датчика	12 лет

Для выбора средства измерения температуры будет произведен сравнительный анализ нескольких датчиков различных фирм. Характеристики представлены в таблице 1.

Поскольку характеристики датчиков практически совпадают, был выбран Метран-100 ДИ, зарекомендовавший себя с хорошей стороны.

Таблица 6 — Технические характеристики датчиков температуры

Параметры	Метран ТСМУ-276	Rosemount 144H	Метран ТСМУ-55	Метран-200Т
Диапазон измеряемых температур, °С	-50…+180	-60…+250	-50…+150	-50…+100
Предел допустимой погрешности %	0,25	0,1	0,25	0,15
Измеряемые среды	твердые, жидкие, газообразные и сыпучие среды	Нейтральные и агрессивные среды	Нейтральные и агрессивные среды	твердые, жидкие, газообразные и сыпучие среды
Выходной сигнал	4…20мА	4…20мА	4…20мА	4…20мА
Температура окружающей среды, °С	-40…+60	-40…+60	-40…+60	-40…+60
Защита	1ExdIICT6	1ExdIICT6	1ExdIICT6	1ExdIICT6
Срок службы	5 лет[3]	8 лет[4]	5 лет[3]	5 лет[3]

В качестве сигнализаторов загазованности были выбраны сигнализаторы СТМ-30, которые предназначены для непрерывного автоматического контроля взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей и паров.

СТМ-30 применяется в процессе добычи, переработки и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов. СТМ-30 состоит из блока питания и сигнализации БПС, датчика и блока обмена информацией БОИ, обслуживающего от 1 до 16 БПС.

В основу принципа действия сигнализатора положен термохимический метод, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала и выдачи сигнала о достижении предельной концентрации.

Сигнализатор СТМ-30 имеет следующие особенности исполнения:

• взрывобезопасное исполнение датчиков;
• световая сигнализация при достижении пороговых концентраций или неисправности датчика;
• наличие «сухих» контактов реле для подключения исполнительных устройств;
• наличие выходного унифицированного сигнала 4-20 мА;
• встроенный или выносной датчик;
• наличие цифровой индикации.

Основные характеристики сигнализатора представлены в таблице 7.

Таблица 7 — Характеристики сигнализатора СТМ-30

Выходной сигнал, мА	4-20
Напряжение питания, В	220
Диапазон измерений, % НПВ (нижний предел взрываемости)	0…50
Диапазон показаний, % НПВ	0…100
Основная абсолютная погрешность, % НПВ	±5
Время срабатывания сигнализации, сек	Не более 7
Резервное питание, В	24
Потребляемая мощность, ВА	Не более 10
Время работы без калибровки, месяц	6

В качестве расходомеров были выбраны турбинные расходомеры НОРД-М, которые предназначены для измерения объемного количества нефти, нефтепродуктов и других, нейтральных к сталям 20X13 и 12X18Н10Т жидкостей.

В зависимости от диаметра условного прохода и условного давления имеет 18 исполнений. В данной работе был выбран диаметр равный 150 мм.

Принцип работы преобразователя основан на вращении турбинки набегающим потоком жидкости. При вращении турбинки, выполненной из ферромагнитного материала, каждая лопасть её, проходя вблизи сердечника катушки датчика, наводит в ней импульсы электродвижущей силы. Основной характеристикой преобразователя является фактор, которой характеризуется количеством импульсов на единицу объема.

Основные характеристики расходомера представлены в таблице 8.

Для учета расхода газа были применены счетчики газа вихревые СВГ.М, которые предназначены для оперативного и коммерческого учета потребляемого природного газа и других неагрессивных газов (воздух, азот, кислород и т.п.) на промышленных объектах.

Таблица 8 — Характеристики турбинных расходомеров НОРД-М

Выходной сигнал	Аналоговый 4-20 мА или частотный
Напряжение питания, В	220
Исполнение	Взрывозащищенное
Пределы измерений, м3/ч	35…900
Основная абсолютная погрешность, %	±1,5
Условное давление, МПа	4,0
Потребляемая мощность, ВА	Не более 25
Коэффициент преобразования, имп/м 3 , не менее	1300
Потеря давления в преобразователе, Мпа	0,05

Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания дорожку, характеризующуюся местными завихрениями в потоке. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока газа. У верхнего торца тела обтекания установлены два чувствительных элемента, воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря.

Основные характеристики расходомера представлены в таблице 9.

Для определения процента содержания воды в нефти был выбран влагомер сырой нефти полнопоточный ВСН-2-ПП/30, так как он обладает следующими преимуществами:

• высокая достоверность результатов измерений — непрерывно контролируется вся проходящая по основному трубопроводу нефть;
• не требует врезки через пробозаборный зонд;
• измеряет мгновенные значения влажности;
• выдает сигнал о достижении предельной влажности.

Таблица 9 — Характеристики счетчиков газа СВГ.М

Выходной сигнал	Аналоговый 4-20 мА
Напряжение питания, В	24
Избыточное давление, МПа	0,003…2.5
Диаметр условного прохода, мм	150
Диапазон эксплуатационных расходов, м 3 /час	250…5000
Основная относительная погрешность, %	+ 1,5
Потребляемая мощность, Вт	3
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
Средний срок службы, лет	12

5. Выбор метода и средств измерений уровня в сепараторе С-1 на УПСВ

В настоящее время существует обширный ряд технических средств, приборов решающих задачу измерения и контроля уровня в промышленном производстве. Приборы для измерения уровня реализуют разнообразные методы, основанные на различных физических принципах. Наиболее распространенные методы измерения уровня, позволяющие преобразовывать значение уровня в электрические величины и производить автоматизацию производственных процессов это:

Поплавковый

При поплавковом методе индикатором уровня служит поплавок. Для передачи информации от чувствительного элемента используются различные виды связи. Как правило, поплавок снабжен магнитом и заключен в измерительную трубу либо скользит по направляющему стержню. Магнит может влечь за собой ползунок реостата (как, например, в уровнемерах типа ВМ-26).

Изменение сопротивления преобразуется в электрический выходной сигнал, что дает помимо визуального контроля возможность дистанционной передачи показаний и включения в систему автоматизации.

Ряд поплавковых уровнемеров используют магнитострикционный эффект (РУПТ-А, РУПТ-АМ, ДУУ2, ДУУ4).

При этом направляющий поплавок стержень содержит волновод, заключенный в катушку, по которой подаются импульсы тока. Под действием магнитных полей тока и двигающегося магнита в волноводе возникают импульсы продольной деформации, распространяющиеся по волноводу и принимаемые пьезоэлементом вверху стержня. Прибор анализирует время распространения импульсов и преобразует его в выходные сигналы.

Герконовые уровнемеры (например, ПМП-062), содержат в теле направляющего стержня цепочку герконов, замыкаемых движущимся магнитом. Дискретность измерения уровня таких приборов — около 5 мм.

Важной характерной особенностью поплавковых уровнемеров, является высокая точность измерений (+/- 1…5 мм.) . Достаточно широка область применения этого метода. Метод явно неприменим только в средах, образующих налипание, отложение осадка на поплавок, а также коррозию поплавка и конструкции чувствительного элемента (ЧЭ).

Температура рабочей среды: — 40…120 єС, избыточное давление: до 2 МПа, для преобразователей с гибким ЧЭ — до 0,16 МПа. Плотность среды: 0,5..1,5 г/см3. Диапазон измерений — до 25 м. Поплавковый метод может с успехом применяться в случае пенящихся жидкостей. Типичным применением поплавковых уровнемеров является измерение уровня топлива, масел, легких нефтепродуктов в относительно небольших емкостях и цистернах в процессе коммерческого учета.

Емкостной метод — более простой и дешевый. Он обеспечивает хорошую точность порядка 1,5 %, имеет те же ограничения, что и поплавковый — среда не должна налипать и образовывать отложения на ЧЭ. Вместе с тем, в отличие от поплавкового, он применим как для жидких, так и для сыпучих сред (размер гранул — до 5 мм.).

Характерным принципиальным ограничением для емкостного метода является — однородность среды, среда должна быть однородной, по крайней мере, в зоне расположения ЧЭ.

ЧЭ емкостного уровнемера представляет собой конденсатор, обкладки которого погружены в среду. Он может быть выполнен в виде двух концентрических труб, пространство между которыми заполняется средой, либо в виде стержня, при этом роль второй обкладки играет металлическая стенка емкости. В случае проводящей жидкости ЧЭ покрывается изолятором, обычно фторопластом. Изменение уровня жидкости приводит к изменению емкости ЧЭ, преобразуемой в выходной электрический сигнал.

Условия применения емкостных датчиков по характеристикам рабочей среды: температура -40…+200 єС, давление — до 2,5 МПа, диапазон измерения — до 3м. (30 м. — для гибких и тросовых ЧЭ).

Широко распространены такие модели емкостных датчики как РИС-101, ИСУ-100, ДУЕ-1, Multicup. Для датчиков ДУЕ-1 разработан широкий спектр модификаций предусматривающих применение в различных средах, в том числе агрессивных взрывоопасных, в различных температурных и климатических условиях при разных физических состояниях контролируемой среды.

Гидростатические уровнемеры

Конструктивно гидростатические датчики бывают двух типов: мембранные и колокольные (погружные).

В первом случае тензорезистивный или емкостной датчик непосредственно соединен с мембраной и весь прибор находится внизу емкости, как правило, сбоку на фланце, при этом расположение ЧЭ (мембраны) соответствует минимальному уровню. ( Сапфир-ДГ, Метран-100-ДГ, 3051 L ).

В случае колокольного датчика чувствительный элемент погружен в рабочую среду и передает давление жидкости на тензорезистивный сенсор через столб воздуха запаянный в подводящей трубке ( УГЦ-1.1, УГЦ-1.2 ) .

Гидростатические уровнемеры применяются для однородных жидкостей в емкостях без существенного движения рабочей среды. Они позволяют производить измерения в диапазоне до 250 КПа, что соответствует (для воды) 25-и метрам, с точностью до 0,1% при избыточном давлении до 10 МПа и температуре рабочей среды: — 40..+120°С. Гидростатические уровнемеры могут использоваться для вязких жидкостей и паст. Важным достоинством гидростатических уровнемеров является высокая точность при относительной дешевизне и простоте конструкции.

Буйковые уровнемеры

На тонущий буек действует в соответствии с законом Архимеда выталкивающая сила, пропорциональная степени погружения и, соответственно, уровню жидкости. Действие этой силы воспринимает тензопреобразователь (уровнемеры типа Сапфир-ДУ ), либо индуктивный преобразователь ( УБ-ЭМ ), либо заслонка, перекрывающая сопло (пневматические уровнемеры типа ПИУП ).

Буйковые уровнемеры предназначены для измерения уровня в диапазоне — до 10 м. при температурах — 50..+120єС (в диапазоне +60..120єС при наличии теплоотводящего патрубка, при температурах 120..400°С приборы работают как индикаторы уровня) и давлении до 20 МПа, обеспечивая точность 0,25..1,5%. Плотность контролируемой жидкости: 0,4…2 г/см3.

Буйковые уровнемеры часто применяются для измерения уровня раздела фаз двух жидкостей. Возможно, также, их использование для определения плотности рабочей среды при неизменном уровне.

Каждый метод имеет характерный набор технических реализаций, расширяющийся с развитием измерительной техники. Методы, используемые для сигнализации наличия (отсутствия) рабочей среды часто те же что и для измерения уровня, однако, существуют и отличия (например, кондуктометрические сигнализаторы уровня).

6. Определение погрешностей средств измерений

Таблица 10. Погрешность средств измерений.

Погрешность средств измерений. %
Метран 100 ДИ	Rosemount 2088	Сапфир 22	Метран 43 ДМ
0,1	0,2	0,25	0,25
Метран 100 ДД	Сапфир-22-МП-ДУ	УЗС 2074	ДМ-2005
0,1-1,0	1,0	2-5	2,5-4
Метран ТСМУ 276	Метран ТСМУ-55	Метран 200Т	СТМ 30
0,25	0,25	0,15	+-5

7. Монтаж средств измерений

При монтаже радарного уровнемера следует принимать во внимание следующие факторы:

• необходимо избегать каких-либо препятствий в зоне распространения радарного луча;
• устанавливать уровнемер нужно как можно дальше от впускных патрубков для налива продукта;
• для уменьшения влияния турбулентности на процесс измерений применять успокоительные или байпасные устройства;
• для получения наиболее сильного отраженного эхо — сигнала использовать антенну как можно большего диаметра;
• располагать край антенны ниже края патрубка.

Для более эффективной работы уровнемера и обеспечения максимально точных измерений антенна должна выступать из патрубка не менее чем на 10 мм (см. рис. 2), в противном случае необходимо использовать удлиненную коническую антенну. Уровнемер крепится сверху резервуара.

Рисунок 1. Конструкция уровнемера Rosemount серии 5600

Место монтажа уровнемера должно удовлетворять требованиям свободного распространения микроволнового излучения и обеспечивать доступ к уровнемеру в случае проведения обслуживания.

Рисунок 2. Установка уровнемера

На рис. 3 представлена схема установки радарного уровнемера в резервуары для хранения нефтепродуктов. Для защиты и контроля используют дополнительные многоточечные датчики температуры, работа и измерение которых передаются на сервер и на монитор оператора.

Рисунок 3. Схема установки радарного уровнемера

В нашем случае первичным преобразователем уровня является радарный уровнемер. Радарный луч проникает через пену, изолирующие прокладки и не подвержен влиянию паров нефтепродуктов. Радарный уровнемер не контактирует непосредственно с измеряемой средой, а значит, нечувствителен к изменению характеристик среды, он обладает высокой точностью измерения и нуждается в минимальном техническом обслуживании. В качестве недостатка можно отметить их относительно высокую стоимость, а также неспособность измерять уровень подтоварной воды. В качестве альтернативы возможно измерение уровня нефтепродуктов при помощи волноводных радарных уровнемеров. Излучаемый сигнал при этом распространяется по специальному волноводу (гибкий или жесткий металлический стержень).

Такой уровнемер обладает практически всеми достоинствами радиолокационных уровнемеров, хотя и требует больших затрат при монтаже и демонтаже на резервуаре. Отдельным достоинством можно отметить способность одновременного измерения кроме уровня нефтепродуктов также и уровня подтоварной воды.

Многоточечный датчик температуры имеет несколько сенсоров (рис. 4), распределенных по всей глубине резервуара, что позволяет с большей точностью контролировать неоднородность температуры нефтепродуктов, а также рассчитать среднюю температуру нефтепродуктов в резервуаре.

Рисунок 4. Мостовая схема системы контроля уровня:

1 радарный уровнемер; 2 многоточечный датчик температуры; 3 датчик гидростатического давления или плотномер; 4 датчик избыточного давления паров нефтепродуктов; 5 сигнализатор максимально допустимого уровня; 6 предохранительный воздушный клапан; 7 автоматический отсечной клапан; 8 ручной отсечной клапан

Датчик гидростатического давления (плотномер) позволяет рассчитать (измерить) плотность нефтепродуктов в резервуаре. Данные по температуре и плотности нефтепродуктов необходимы для расчета объема и/или массы нефтепродуктов. Так как резервуары изолированы от атмосферы, необходимо измерять давление паров нефтепродуктов, с этой целью в верхнюю часть резервуара устанавливается датчик избыточного давления.

Сигнализатор максимально допустимого уровня предназначен для независимого от основного уровнемера измерения уровня, при достижении которого создается угроза нарушения герметичности резервуара или поломки оборудования. Показания сигнализатора отображаются в АСУТП, а защитные функции по предотвращению перелива реализуются через ПАЗ. Предлагается использовать сигнализаторы емкостного типа. Среда при достижении сенсора изменяет его электроемкость, происходит выдача сигнала в контроллер.

Вторичным преобразователем является устройство переводящее сигнал в электронную форму и выводящий значение. На устройстве Rosemount 5600 имеется дисплейная панель (рис. 5), имеющая три модификации:

• устанавливается непосредственно на уровнемере;
• устанавливается на удалении (расстояние до 100 м);
• устанавливается на удалении с дополнительной температурной картой внутри панели. Такая карта позволяет подключить к уровнемеру до 6 датчиков температуры.

Рисунок 5. Дисплейная панель 2210

При помощи четырех клавиш обеспечивается доступ к выполнению конфигурирования, сервисных функций и мониторинга уровня. Также дисплейная панель может использоваться для отображения результатов измерений в резервуаре, осуществления перехода из одного меню в другое и выбора различных функций настройки и конфигурирования . В функции вторичного преобразователя также входит передача значений на ПК и систему управления. В данном устройстве он может передавать информацию по унифицированному цифровому сигналу типа HART (рис. 6а) или по протоколу шины Fieldbus (рис. 6б).

Рисунок 6. Интеграция данных с протоколами HART и Fieldbus

Более подробная схема по подключению активного искробезопасного выхода по системе Hart приведена на рис. 7. Активная схема подразумевает, что датчик имеет свой источник питания без дополнительных контуров. Пассивная должна иметь свой внешний контур питания, который устанавливается после искрозащиты.

Рисунок 7. Схема подключения активная, искробезопасная с выходом HART

В заключение необходимо отметить, что монтаж технических средств измерения должен осуществляться по функциональной схеме автоматизации и технической документации на объект в соответствии с требованиями стандартов и ГОСТ

8. Выполнение чертежа датчика

Рисунок 8- Поплавковый датчик уровня.

Рисунок 9- Буйковый датчик уровня.

Рисунок 10-Гидростатический датчик уровня.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/avtomatizatsiya-dns/

2. Д. Ф. Тартаковский, А. С. Ястребов «Метрология, стандартизация и технические средства измерений» Издательство: «Высшая школа» (2010) Формат: 60×88/16, 216 стр.

3. Мельников В.П. «Средства измерений» Издательство: «КноРус» (2013) ISBN: 978-5-406-00385-5

4. «Автоматика» В. Ю. Шишмарев Издательство: Академия, 2011 г. Твердый переплет, 288 стр. ISBN 978-5-7695-5210-6

5. Г. Виглеб ДАТЧИКИ. Устройство и применение. Москва. Издательство «Мир», 2010

6. Под редакцией Готры З. Ю., Чайковского О. И. Датчики. Справочник. Издательство «Каменяр», Львов, 2012

7. Хансуваров К. И., Цейтлин В. Г. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара. Издательство стандартов, Москва, 2010