Уменьшение вероятности ложной аварийной сигнализации.

Уменьшение вероятности ложной аварийной сигнализации.

На практике приходится иметь дело, когда из-за недостаточной точности или надежности лабораторных средств может поступить ложная информация о состоянии технологического объекта: из-за наличия помех в канале связи и из-за определенной погрешности аппаратурных средств диспетчер может получить ложную информацию об аварийной ситуации технологического объекта. Диспетчер принимает решение, при котором заранее отключается необходимое оборудование, что в свою очередь приведет к тому, что предприятие получает огромный ущерб.

По правилам техники безопасности устанавливается определенный уровень для каждого конкретного технологического процесса, для включения аварийной сигнализации. Если на этом уровне взять уровень ограничения (для подачи аварийной сигнализации) из-за неточности аппаратурных средств, из-за влияния помех в канале связи, из-за случайности передаваемой информации возникает ложная аварийная сигнализация. Поэтому предлагается методика уменьшения вероятности лож. авар. сигнализации. По этой методике уровень ограничения следует принимать по формуле Ногр.=Нпр.- Н*·σ, где σ-среднеквадратическое отклонение сигнала, которое получается на выходе датчика; Н*-уровень, характеризующийся параметрами канала связи.

σ->0; Ногр -> Нпр.

 

Автоматизированная система сбора и обработки информации о производительности нефтяных скважин. Спутник ВМР - Технологическая схема.

ВМР - вибрационно-массовый расходомер, предназначен для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из подключённых к установке скважин, а также для вычисления их суточного дебита. Система обеспечивает разделение продукции скважин по сортам, автоматическую защиту промысловых коллекторов при повышении давления, выдачу в систему телемеханики информации о суточном дебите и аварийных сигналов.

I- блок технологический; II- блок вторичных приборов и аппаратов; ПП1, ПП2, ППn- ВМР; ПЕ- приемная емкость; ПК- промысловый коллектор; ДД- дистанционный датчик давления; БПО- блок предварительной обработки; АП- аналоговый преобразователь; ЦП- цифровой преобразователь; ПНЧ- преобразователь напряжения в частоту; ЦПД- цифровой преобразователь давления.

Если за время измерений ВМР покажет дебит меньше максимального, то через ТМ на дистанционный пункт появится аварийный сигнал, что приведет к остановке скважины

 

 

СУН КОР-МАС.

Станция учета нефти (СУН) КОР-МАС предназначена 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 трубопоршневого устройства. Технологическая часть содержит три измерительные ветви (рабочую, резервную, контрольную), в которых находятся задвижки, фильтры, датчики перепада давления (дроссельные устройства), струевыпрямители и турбинные расходомеры.

Измерители качественных параметров (плотности 9, влагосодержания 7 и солесодержания 5) смонтированы в отводной части на выходной части тру­бопровода. Прокачка нефти через отводную часть осущест­вляется насосом 11. Для обеспечения качественных измерений предусмотрены фильтры и струевыпрямители. Для контроля ра­боты установки на входе и выходе установлены манометры 12 и 15 и термометры 13 и 16.

Сигналы от измеритель­ных турбин (от каждой в отдельности) поступают в централь­ный блок 20, где имеются аналоговый и цифровой интеграторы. На входе интегратора получается сигнал, пропорциональный объему нефти, протекающей через два расходомера. Объем счи­тывается с аналогового прибора. Выходные импульсы цифрового интегратора делятся цифровым делителем на калибровоч­ный коэффициент, 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 объ­емных процентов влаго- и солесодержания, а также выходной сигнал электронного блока плотномера автоматически пересчитываются в показатели массы брутто и чистой нефти, протекаю­щей по СУН. 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.

Уменьшение вероятности ложной аварийной сигнализации.

На практике приходится иметь дело, когда из-за недостаточной точности или надежности лабораторных средств может поступить ложная информация о состоянии технологического объекта: из-за наличия помех в канале связи и из-за определенной погрешности аппаратурных средств диспетчер может получить ложную информацию об аварийной ситуации технологического объекта. Диспетчер принимает решение, при котором заранее отключается необходимое оборудование, что в свою очередь приведет к тому, что предприятие получает огромный ущерб.

По правилам техники безопасности устанавливается определенный уровень для каждого конкретного технологического процесса, для включения аварийной сигнализации. Если на этом уровне взять уровень ограничения (для подачи аварийной сигнализации) из-за неточности аппаратурных средств, из-за влияния помех в канале связи, из-за случайности передаваемой информации возникает ложная аварийная сигнализация. Поэтому предлагается методика уменьшения вероятности лож. авар. сигнализации. По этой методике уровень ограничения следует принимать по формуле Ногр.=Нпр.- Н*·σ, где σ-среднеквадратическое отклонение сигнала, которое получается на выходе датчика; Н*-уровень, характеризующийся параметрами канала связи.

σ->0; Ногр -> Нпр.