Особенности датчиков давления для нефтегазового комплекса

В нефтегазовом комплексе датчики давления применяют в основном для измерения избыточного давления и разрежения, тяги и напора, перепада давления, контроля засоренности трубопроводов. Они устанавливаются в системах автоматизации, контроля и управления технологических процессов. Рабочее давление в нефтегазовых комплексах, как правило, не превышает 20 МПа, но может достигать и значений более сотни. В частности в нефтепроводах давление составляет порядка от 1 до 20 МПа, а вот, например, при сепарации сырой нефти давление в системе может доходить до 70 МПа.

Производители часто стремятся к единым стандартам, чтобы промышленники в любой момент могли заменить используемое устройство на их товар. Так стандартный выходной сигнал для датчиков давления для нефтегазового комплекса – это постоянный ток 4 - 20 мА/ HART-протокол, а напряжение питания в диапазоне 9 -45 В. Цифровой сигнал может передаваться по разным протоколам, но именно HART стал универсальным и поддерживается всеми ведущими производителями оборудования и программного обеспечения в области промышленной автоматизации. Такая коммуникация получила название интеллектуальной и дает много преимуществ, но основные из них – это удаленная диагностика и настройка датчиков, одновременная аналоговая и цифровая коммуникация, передача многопараметрических данных.

Практически все датчики давления для нефтегазового комплекса производятся с расчетом на умеренный (У) и умеренно-холодный (УХЛ) климат. Согласно ГОСТ 15150-69 работать такие преобразователи могут в условиях влажности не менее 80% и широком диапазоне температур как выше, так и ниже нулевой отметки (средняя из ежегодных абсолютных максимумов температур воздуха равна или ниже плюс 40°С, а средняя из ежегодных абсолютных минимумов температура воздуха равна или выше минус 45°С, хотя допускается выделять район с теплым умеренным подтипом макроклимата, для которого средняя из ежегодных абсолютных минимумов температура воздуха равна или выше минус 25 °С). Те же производители предлагают модели специально для теплого тропического климата, которые работают в благоприятных температурных условиях, и стоят соответственно дешевле.

Конечно, основное требование к датчикам давления для нефтяников и газовиков - стабильность и безопасность работы в жестких условиях эксплуатации. Удовлетворить эти запросы помогает соответственно высокая степень защиты устройств от внешних воздействий и легковоспламеняющейся среды от взрыва. 

Большинство датчиков снабжены вибро- и ударопрочным корпусом. Кроме того, преобразователи давления должны быть защищены от пыли и влаги. Пылевлагозащищенность кодируется по ГОСТу 14254-96 в виде IP XY, где X - степень защиты от твердых тел и пыли, а Y - степень защиты от влаги. Полному исключению проникновения пыли соответствует значение I = 6, которое установлено для большинства датчиков давления, применяемых в нефтегазовом комплексе. А вот показатель Х может колебаться от 4 (защита от брызг воды, попадающих на оболочку с произвольного направления) до 8 (защита от проникновения воды при погружении на глубину, определяемую изготовителем). Датчик со степенью защиты IP68 в герметичном корпусе является погружным и предназначен для установки непосредственно в танке. Вообще, как правило, в конструкции датчиков в качестве материалов, контактирующих с рабочей и окружающей средой, применяют титан и нержавеющую сталь, чтобы приборы могли долго служить в агрессивных средах, в частности, морской воде. Все это обеспечивает стабильность калибровочных характеристик до долей процента за период порядка 10 лет.

Взрывозащищенность оборудования (Ех), маркируемую по ГОСТ Р 51330.0-99 или по европейским стандартам, определяют в первую очередь наличие искробезопасной электрической цепи (ia) и взрывонепроницаемой оболочки (d). Искробезопасная электрическая цепь выполнена так, что электрический разряд не может воспламенить взрывоопасную среду с вероятностью большей 0,001. Российская маркировка датчиков в нефтегазовом комплексе (IIC или IIB - места с потенциально взрывоопасной газовой средой) предполагает запись Z Ex ia IIC TN, а европейская (E) - EEx ia IIC TN. При этом Z равен 1 для взрывобезопасного электрооборудования или 0 для особо взрывобезопасного электрооборудования, а TN - температура воспламенения, которая для нефтегазового комплекса менее 135 °С.

 Виды погрешностей

Выделяют следующие виды погрешностей:

1) абсолютная погрешность;

2) относительна погрешность;

3) приведенная погрешность;

4) основная погрешность;

5) дополнительная погрешность;

6) систематическая погрешность;

7) случайная погрешность;

8) инструментальная погрешность;

9) методическая погрешность;

10) личная погрешность;

11) статическая погрешность;

12) динамическая погрешность.

Погрешности измерений классифицируются по следующим признакам.

По способу математического выражения погрешности делятся на абсолютные погрешности и относительные погрешности.

По взаимодействию изменений во времени и входной величины погрешности делятся на статические погрешности и динамические погрешности.

По характеру появления погрешности делятся на систематические погрешности и случайные погрешности.

По характеру зависимости погрешности от влияющих величин погрешности делятся на основные и дополнительные.

По характеру зависимости погрешности от входной величины погрешности делятся на аддитивные и мультипликативные.

Эффе́кт До́плера — изменение частоты и, соответственно, длины волны излучения, воспринимаемое наблюдателем (приёмником), вследствие движения источника излучения и/или движения наблюдателя (приёмника).

Согласно ГОСТ 2405-88 класс точности манометра должен выбираться из ряда чисел:

0,4; 0,6; 1,0; 1,5; 2,5; 4,0.

Погрешность измерения манометра, зависит не только от его класса точности, но и от диапазона измерений.

Рассмотрим пример, диапазон измерения манометра составляет 10 МПа, класс точности прибора 1,5. Это означает, что максимальная погрешность манометра не должна превышать 10*1,5/100=0,15 МПа.

13 ) Датчики температуры. Термопара. Виды и принцип действия.

Датчики температуры нужны для того, чтобы проконтролировать температуру в помещении, жидкости, твердого объекта или расплавленного металла.
Основой действия температурных датчиков в автоматизированном управлении является изменение температуры в электрический сигнал. Это обуславливает преимущества электрических измерений: результаты легко передавать по сети, скорость передачи может быть достаточно высокой. Величины могут преобразовываться друг в друга и обратно. Цифровой код создает повышенную точность замера, скорость и чувствительность.
Термопара представляет собой две проволоки из разных металлов, спаянных между собой. При разности температур между горячим и холодным концом в цепи возникает электрический ток. Величина этого электрического тока зависит от термоэлектрической силы термопары, составляет от 40 до 60 мкВ, в зависимости от материала термопары. Материал термопары может быть разным.
Виды: термопары из неблагородных металлов:
Железо константановые
Хромель константановые
Медно константановые
Хромель алюмелевые
Нихросил нисиловые
Из благородных металлов:
Платинородий платиновые
Платинородий платинородиевые
Термопара является высокоточным датчиком температуры, однако эту точность достаточно проблематично снять. Термопара является относительным датчиком температуры, уровень ее напряжения имеет зависимость от температурной разности между спаями. При этом холодный спай находится при комнатной температуре или при какой-либо другой.
Рассмотрим работу термопары ближе. Есть две термопары и две температуры горячего и холодного конца. Соответственно ЭДС зависит от разности температур. Температуру холодного спая необходимо компенсировать. Аппаратным способом компенсации является использование второй термопары, которая помещена в заранее известную температуру.