опроса и первичной обработки информации путем ввода в систему
соответствующих данных с пульта оператора системы. К таким
характеристикам относятся период измерения параметров , количество
опросов в измерении, Масштабные коэффициенты, выбор требуемой
подпрограммы обработки. Данные изменения должен производить специалист
службы КИП экспедиции или партии при проведении наладочных и проверочных
работ.
Как указывалось выше, оценка и прогнозирование изменений состояния
процесса бурения осуществляется путем формирования и анализа временного
ряда (тренда) каждого из измеряемых параметров. Непосредственно анализ
трендов, оценка и прогнозирование изменений состояния процесса
производится другими подсистемами системы автоматического управления
процессом бурения. Задача подсистемы сбора и первичной обработки
информации – формирование тренда, который, с точки зрения программной
реализации, должен представлять собой массив ячеек памяти, в котором
хранятся значения параметров, упорядоченные во времени.
Такой массив памяти формируется с использованием так называемой
стековой организации хранения данных, суть которой заключается в том,
что в массиве памяти фиксированного объема N , содержащего N значений
определенной переменной, новое (N + 1) значение данной переменной
помещается в этот массив (стек) за счет исключения из него по
определенному правилу одного из N элементов. Правилами записи в стек
могут быть ”первый пришел – первый ушел”, ”первый пришел – последний
ушел” и т. п. В данном случае стековая организация хранения данных
организована следующим образом.
Часть объема ОЗУ ЭВМ, в котором организована оперативная
информационная база, разделена на блоки, включающие по 64 ячейки памяти.
Число таких блоков равно максимальному количеству параметров и
показателей процесса бурения, используемых в системе. Каждый из таких
блоков является стеком соответствующего параметра; запись информации во
все стеки осуществляется по правилу ”первый пришел – первый ушел”. Пусть
в момент времени [pic][pic] в каком либо стеке, например стеке измерений
[pic], находилось 64 предыдущих значений (рис. 7.2) [pic] ,( [pic],
[pic], …,[pic]).
В момент времени [pic] было сформировано очередное измерение [pic],
которое необходимо поместить в стек, [pic] будет перемещено в 63-й
элемент, [pic] - в 62-й элемент и таким образом до ”вершины” стека, т. е.
до1-го элемента, в который будет помещено значение [pic], а значение
[pic] будет удалено из стека. Следовательно, в стек будет помещаться
каждое новое измерение данного параметра.
Запись во все стеки производиться синхронно с периодом [pic], т. е.
в момент времени [pic] (где K - номер цикла измерений) формируются
измерения всех параметров и записываются значения измерений в
соответствующие стеки. В любой момент времени [pic] в стеках
Ожидание истечения
[pic]
Да
Нет
Нет
Да
Нет
Рис. XXX Блок-схема
Да алгоритма работы
подсистемы
сбора и первичной
обработки информации
находятся по 64 измерения каждого из параметров процесса бурения,
упорядоченных во времени и позволяющих оценить изменение параметров в
интервале времени от [pic] до [pic]. Например, при [pic] с интервал
оценки измерения параметров составит [pic] с.
Очевидно, что, располагая данными за такой относительно длительный
интервал времени, можно достаточно надежно распознавать возникающие
изменения состояния процесса и прогнозировать тенденции развития
технологических ситуаций. Анализ формируемых таким образом временных
рядов производится другими подсистемами системы по математическим методам
и алгоритмам, соответствующим задачам, решаемым каждой из подсистем.
Описанные выше методы опроса, первичной обработки и хранения
информации о параметрах и показателях процесса бурения реализуются
программным модулем САУ технологическим процессом, который получает
управление циклически, с периодом [pic] Данный программный модуль имеет в
системе высший приоритет.
Вся необходимая для работы информация содержится в таблице опроса
параметров (рис. xxxx) и определяет требуемый режим и характеристики
измерений. Блок схема алгоритма работы модуля приведена на рис. xxxx.
Важное преимущество подобной структуры данной подсистемы -
возможность простого изменения или замены подпрограммы обработки
измерений параметров, и следовательно возможность работы системы с
различными датчиками и измерительными приборами.
Глава 4. Разработка принципиальной схемы устройства связи персонального
компьютера с объектом автоматизации.
4.1 Описание автоматизированной системы управления процессом бурения
Зоя 1.1.
Система Зоя 1.1 предназначена для контроля технологических
параметров бурения с целью оперативного управления и оптимизации режимов
бурения скважин на нефть и газ и обеспечивает:
. автоматический сбор и обработку с расчетом производных параметров
и представление текущей информации в наглядной форме на средствах
отображения и регистрации бурильщика и бурового мастера;
. документирование результатов бурения в цифро-аналоговом и
графическом виде, включая рапорт за смену,
. контроль выхода технологических параметров за установленные
пользователем пределы со световой и звуковой сигнализацией этих
событий;
. аварийную сигнализацию при выходе параметров "Вес на крюке",
"Давление на входе" за предельные значения с выдачей сигналов
блокировки на соответствующее буровое оборудование;
. автономное функционирование пульта бурильщика при отключении ЭВМ;
. высокую эксплуатационную надежность и долговечность при
минимальных затратах на техническое обслуживание и
метрологическое обеспечение.
К необходимому типовому элементу любой системы автоматического
управления относятся датчики технологических параметров. Назначение
датчика - преобразование контролируемой или регулируемой величины в
величину другого рода, удобную для дальнейшего применения.
В системе присутствуют следующие датчики:
. Датчик веса на крюке устанавливается на неподвижной ветви талевого
каната. В качестве первичного преобразователя в датчике используется
тензометрический силоизмерительный элемент.
. Датчик контроля момента на роторе (тензометрический) устанавливается
на редукторе привода ротора вместо фиксирующей серьги-стяжки или
фиксирующей опоры. Контролируется действующее на датчик усилие
растяжения или сжатия.
. Датчик контроля ходов насоса (индуктивный датчик приближения)
устанавливается на шкиве привода насоса.
. Датчик канала контроля скорости вращения ротора определяет скорость
вращения вала привода ротора. В качестве первичного преобразователя
применяется датчик приближения. Устанавливается на трансмиссии.
. Датчик давления (тензорезисторный) устанавливается в нагнетательной
линии.
. Датчик глубин дает исходную информацию для расчета глубины забоя,
подачи, положения тальблока. Датчик цепной передачей связан с валом
лебедки.
. Датчик-индикатор изменения расхода бурового раствора на выходе (в
желобе) преобразует угол отклонения лопатки от вертикального положения
в электрический сигнал в зависимости от уровня и скорости потока.
. В совмещенном датчике плотности - уровня бурового раствора (БР) и
плотности БР на выходе в качестве первичного преобразователя
применяется дифференциальный манометр. Измеряется гидростатическое
давление в погруженных в буровой раствор трубках, через которые под
давлением продувается воздух.
. Датчик суммарного содержания горючих газов, выполненный на основе
первичного термохимического преобразователя, монтируется вместе с
датчиком-индикатором изменения расхода на выходе. Аналогичные датчики
применяются для контроля газосодержания и сигнализации во
взрывоопасной зоне.
. Датчик температуры БР на входе и выходе выполнен на основе специальной
микросхемы и устанавливается, соответственно, в рабочей емкости и в
желобе.
. Датчик температуры воздуха (аналогичный) размещен в кабельной
распределительной коробке.
. Датчик момента на ключе (тензометрический) устанавливается на
приводном тросе ключа.
. Датчик момента на турбобуре (тензометрический) устанавливается на узел
стопора ротора.
Информация от датчиков по кабелям передается в блок УКП, где
осуществляется преобразование и обработка сигналов, и, затем, в пуль
бурильщика и ЭВМ.
Информационно-метрологические характеристики в полном объеме
приведены в прилагаемой таблице №.
Таблица №.
|Контролируемый параметр |
|Наименование параметра, единица измерения |Диапазон |
| |контроля |
| | |
|1 Вес на крюке, кН |0 - 5000; 0 - |
| |4000 |
| |0 - 3000; 0 - |
| |2500 |
| |0 - 2000; 0-1500|
|2 Нагрузка на долото, кН |0-500 |
|3. Крутящий момент на роторе, кНм |0-60 0-30 |
|4. Давление на входе, Мпа |0-40 |
|5 Расход на входе, л/с |0-100 |
|6 Обороты ротора, об/мин |0-300 |
|7 Число ходов каждого насоса (до трех), ход/мин|0-125 |
|8 Изменение расхода на выходе, % |0-99 |
|9. Подача, м |0-99,9 |
|10. Положение талевого блока, м |0-60 0-45 |
|11 Глубина забоя, м |0 -9999 |
|12 Положение долота над забоем, м |0 - 9999 |
|13 Текущее время, дата |- |
|14. Время бурения 1 м проходки, мин/м |0-1000 |
|15. Механическая скорость проходки, м/час |0-200 |
|16. Скорость СПО, м/с |0-3 |
|17. Время бурения долотом, мин |0-999999 |
|18. Проходка на долото, м |0-999 |
|19. Плотность бурового раствора (БР),г/смЗ |0,8-2,6 |
|20. Уровень БР, м |0,4-2,0; 0,8-2,4|
| | |
| |1,2-2,8 |
|21 Суммарный объем БР,мЗ |0 - 999,9 |
|22. Изменение суммарного объема БР, мЗ |0-500 |
|23 Суммарное содержание горючих газов, % НКПР |0-50 |
|24. Момент на ключе, кНм |0-60 |
|25. Момент турбобура, кНм |0-30 |
|26 Температура на входе и выходе,°С |0-100 |
|27 Температура воздуха,°С |0-100 |
|28. Плотность промывочной жидкости в желобе, |0,8-2,6 |
|г/смЗ | |
4.2 Место УСО в АСУ процесса бурения
АСУ ТП должна иметь возможность и средства связи с объектом
управления. Однако из главных различий между системами обработки данных и
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
|