Измерительно-вычислительный комплекс системы диагностики погружного электрооборудования
Выше были рассмотрены вопросы синтеза структурных схем системы диагностики погружного электрооборудования на основе распределенных средств измерения. Требования к методике синтеза были получены в результате детального анализа предметной области с помощью IDEF0-технологии.
Задачей системы является повышение качества работ по техническому обслуживанию погружного электрооборудования за счет повышения достоверности результатов испытаний.
Поставленная задача решается посредством системы диагностики погружного электрооборудования (и в частности погружного электродвигателя), в составе рабочей компоновки скважинной УЭЦН в вертикальной скважине при проведении испытаний, содержащая в своей скважинной части ИМ, объединенные информационной шиной, которая подключена к каналу связи, выход которого через первый интерфейсный блок подключен к первому входу/выходу устройства управления, а второй вход/выход которого связан с пультом оператора, а третий вход/выход через второй интерфейсный блок связан с внешними устройствами или системами, причем каждый ИМ содержит датчики вибрации и датчики температуры, подключенные к АЦП, выход которого соединен с контроллером, который соединен с информационной шиной через интерфейсный узел.
В системе количество ИМ и количество датчиков в ИМ, может быть различно, в зависимости от конструкции испытуемого оборудования. Также, канал связи может быть проводным или беспроводным, в зависимости от условий применения.
Предложенная система диагностики позволяет осуществить контроль и измерение параметров вибрационных и температурных полей непосредственно в процессе работы погружного электрооборудования составе рабочей компоновки УЭЦН в режиме реального времени в автоматизированном режиме. Эффективность предложенного решения обусловлена: простотой его реализации, вертикальным расположением компоновки в процессе испытаний, что позволяет учитывать взаимное влияния агрегатов и их взаимодействие с эксплуатационной колонной, работой в режиме реальных условий. При наличии дефектов имеется возможность точной идентификации неисправного узла электрооборудования благодаря наличию большого числа ИМ, закрепленных по всей его длине.
ИМ, закрепленные на поверхности корпуса оборудования в наиболее информативных местах (подшипники и места технологического соединения), позволяют осуществлять мониторинг параметров вибрации и температуры. Наличие устройства управления позволяет осуществить преобразование временного сигнала вибрации в частотный спектр (на основе быстрого преобразования Фурье) или в частотно-временное представление (в результате вейвлет-преобразования). Анализ указанных представлений, на предмет схожести с определенным набором диагностических признаков (наличие или отсутствие определенных составляющих вейвлет-преобразования, а также по соотношению их амплитуд) для каждого дефекта, служит основой для формирования заключения о ТС каждого узла электрооборудования. Измеренная температура позволяет предотвратить перегрев оборудования, кроме того по измерениям температуры в разных точках можно выявить ее локальные максимумы, которые косвенно служат показателем потенциального места неисправности.
Иллюстрацией к заявляемой системе являются чертежи, где на рисунке 3.11 представлена структурная схема системы диагностики, а на рисунке 3.12 – структурная схема ИМ.
Система диагностики (рисунок 3.11) содержит ИМ 1 и 2 (в общем случае их может быть несколько), информационную шину 3, канал связи 4, первый интерфейсный блок 5, устройство управления 6, пульт оператора 7 и второй интерфейсный блок 8. ИМ 1 и 2, относящиеся к скважинной части системы, закреплены на поверхности оборудования. Они объединены информационной шиной 3, которая подключена к скважинной части аппаратуры канала связи 4. Наземная часть системы имеет устройство управления 6, соединенное через первый интерфейсный блок 5 с каналом связи 4 и через второй интерфейсный блок 8 с внешними устройствами (системами) 9. Пульт оператора 7 обеспечивает человеко-машинный интерфейс при работе и тестировании системы.
Система работает следующим образом. Перед спуском компоновки нефтедобывающей установки в скважину ИМ 1 и 2, объединенные информационной шиной 3, и скважинная часть аппаратуры канала связи 4 крепятся непосредственно на поверхность испытуемого оборудования. Каждый ИМ содержит определенную совокупность пространственно распределенных (в характерных точках) на корпусе оборудования датчиков вибрации и температуры 13-16. Информационная шина 3 выполнена в защищенном от механических и электромагнитных воздействий исполнении. Инициирование работы системы осуществляет устройство управления 6 передачей соответствующей команды через первый интерфейсный блок 5 и канал связи 4. ИМ 1 и 2 осуществляют опрос всех датчиков, принимают, предварительно обрабатывают, и хранят измерительную информацию в своем ОЗУ. По завершению измерительного цикла устройство управления 6 считывает информацию, хранящуюся в ИМ 1 и 2, проводит необходимые вычисления, отображает результат на дисплее пульта оператора 7 и хранит массив результатов. Устройство управления 6 может быть реализовано на базе программируемой логики, включающее в себя центральное процессорное устройство, ОЗУ и устройства ввода/вывода [50]. При необходимости, посредством второго интерфейсного блока 8 осуществляется связь с внешними устройствами или системами 9.
Рисунок 3.12 – Структурная схема системы диагностики
ИМ (рисунок 3.12) содержит интерфейсный узел 10, контроллер 11, АЦП 12, первый и второй датчики виброускорений 13, 14, первый и второй датчики температуры 15, 16 (в общем случае датчиков может быть несколько). Датчики виброускорений 13, 14 формируют аналоговые сигналы, которые кодируются многоканальным АЦП 12. Контроллер 11 обеспечивает управление всеми узлами ИМ, осуществляет прием, предварительную обработку и хранение измерительной информации. Контроллер 11 взаимодействует с наземной частью посредством интерфейсного узла 10, информационной шины 3 и канала связи 4.
Рисунок 3.13 - Структурная схема измерительного модуля
Реализация контроллеров, их объединение, интерфейсы и другие схемотехнические вопросы известны из многих источников, например [].
Канал связи 4 может быть выполнен по проводной и беспроводной схеме. В том случае, если наземное оборудование расположено близко к скважине и конструкция стенда позволяет беспрепятственную прокладку кабеля – возможно применение проводного канала связи, как наиболее простого и надежного. В других случаях – канал может быть реализован по беспроводной схеме, например с использованием радиоканала [84]. Причем, при проводном канале питание скважинной части – дистанционное с использованием проводов, при беспроводном – от автономного источника электропитания.
Реализация наземных программно-технических сред также известна. Эти средства выполнены с использованием программируемой логики, например на базе ПК.
По проведенным испытаниям проводится разбор оборудования и проверяется состояние всех узлов. В случае недопустимого износа, узел подлежит замене.
Таким образом, предложенная система позволяет повысить качество работ по техническому обслуживанию за счет повышения достоверности результатов испытаний.