СКАЧАТЬ:  1111.zip [1,43 Mb] (cкачиваний: 200)

1. Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Автоматизация технологического процесса стабилизации готовой нефти на УПН».

Установка относится к управлению «Альметьевнефть»  ОАО «ТатНефть». 

Данная работа актуальна, так как комплексная подготовка и переработка  нефти является важным, и более того, необходимым этапом перед применением нефти как готового продукта. К сожалению, в современных условиях количество воды в добываемой нефти постепенно увеличивается и на поздней  стадии разработки месторождения может достигать 90% и более. Поэтому   все большее значение приобретает качественная подготовка нефти перед выпуском ее на товарный рынок.

Работа включает в себя технологическое описание установки комплексной подготовки нефти, модель автоматизированной работы блока стабилизации и нагрева нефти, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку, состоящая из введения, технологической, технической, расчётной, проектной и графической части; схемы автоматизации блока стабилизации и конденсации нефти; приложения: примеры  мнемосхем АРМ, трендов, спецификация схем автоматизации.

2. Введение

Экономическая эффективность процессов подготовки нефти неразрывно связана с их автоматизацией. Автоматизация позволяет увеличить количество обрабатываемой нефти, улучшить ее качество благодаря непрерывному контролю за работой оборудования и аппаратуры, немедленному устранению всех неисправностей и нарушений технологического режима. Кроме того, автоматизация дает возможность увеличить межремонтный период, постоянно совершенствовать технологические режимы, а также способствует сокращению потерь.

Автоматизация технологических процессов и автоматизированное управление являются сегодня одним из основных путей достижения следующих долговременных целей:

• эффективности всех технологических процессов основного и вспомогательного производства;

• преимущественной ориентации на безлюдные энергосберегающие технологии;

• безопасности технологических процессов и обслуживающего персонала;

• выполнение требований по защите окружающей среды.

  Сегодня произошли существенные изменения в отрасли нефтедобычи, вызвавшие дальнейшее совершенствование концептуальных основ автоматизации. Среди них следует, в первую очередь, отметить следующие:

• использование в области информационных технологий при создании ИУС преимущественно принципов распределенных систем управления (DSC) на базе микропроцессорных программируемых логических контроллеров, промышленных компьютеров и передового программного обеспечения SCADA-систем;

• измерение и учет движения нефти должно иметь наивысший приоритет по своей значимости и должно проводиться преимущественно массовыми методами;

• интеграция систем автоматизации с системами оперативно-диспетчерского управления производством и административно-хозяйственного управления предприятием.

3. Технологическая часть

3.1.Описание технологической схемы Установки комплексной подготовки нефти  НГДУ «Альметьевнефть»

         Структурная  технологическая  схема Северо-Альметьевской установки комплексной подготовки нефти ЦКППН-1 НГДУ «Альметьевнефть» представлена в приложении 1.

На рис. 1 представлена принципиальная схема УКПН с рек тификацией.

Рис. 1 Принципиальная схема УКПН

1,9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник;4 -электродегидратор;6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения;10 – печь I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая
фракция (сконденсировавшиеся пары); X -стабильная нефть.

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках1,5.                                                                                        Нетрудно видеть,  что на установках комплексной подготовки нефти (УКПН) нефти осуществляются процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

На ЦКППН-1 НГДУ «Альметьевнефть» процесс подготовки производится следующим образом.Сырая нефть с содержанием воды до 6%, солей 3 – 5 тыс.мг/л из буферных резервуаров по сырью (РВС-5000  м³  №4, 15, 17) насосами Н-1 № 7, 8 прокачивается через кожухотрубчатые теплообменники группы Т-1 № 1- 14, где нагревается за счет тепла стабильной нефти до 65˚С.

         На прием насосов Н-1/1,2 блочной дозировки установкой БР-25 подается деэмульгатор из расчета до 20 г/ т подготовляемой нефти.       Подогретая нефтяная эмульсия поступает в горизонтальные отстойники ступени обезвоживания ГО № 1-14, где происходит отстой и отделение  от нефти воды и значительного количества растворенных в ней солей.                                     Для увеличения температуры нефтяной эмульсии схемой предусматривается  вариант подачи горячей нефти с температурой 150-170˚с после печей  ПБ-20 на прием горизонтальных отстойников.

Из отстойников ступени обезвоживания нефть поступает в шаровые отстойники ступени обессоливания 2 и 3 – ступени ШО № 1,2,3,4,где происходит ее окончательное обезвоживание и обессоливание.

         Перед ступенью обессоливания в нефть насосами Н-8/1,2 подается теплая пресная вода с температурой 30-35˚С  из системы циркуляционного водоснабжения в количестве 20-45 м³ /час. Выделившаяся в отстойниках ступеней обезвоживания и обессоливания, вода с температурой 50-60˚С, содержащая остаточный реагент, подается в сырую нефть перед технологическими резервуарами на САТП.

Обезвоженная и обессоленная до установленной кондиции нефть из отстойников ступени обессоливания поступает в буферную емкость Е-7/2, откуда насосом Н-3 № 1-3 прокачивается через теплообменники группы Т-2 № 1-8 печи ПБ-20 № 1,3 и поступает на стабилизационную колонну К-1.

     Сверху стабилизационной колонны К-1 пары легких углеводородов поступают в аппараты воздушного охлаждения типа АВЗ и конденсаторы-холодильники кожухо - трубчатого типа, где охлаждаются до 45˚С, конденсируются и поступают в буферную емкость Е-4. В качестве холодного теплоносителя в конденсатор - холодильниках используется вода из системы циркуляционного водоснабжения.

Для поддержания температурного режима в колонне ШФЛУ из буферной емкости Е-4 насосами Н-6/2-4 подается на орошение колонны К-1, остаточное балансовое количество перекачивается в бензоемкости Е №1-5 на бензосклад. Неконденсированные газы и пары из бензосепаратора подаются на 2 ступень сепарации. Керосино-бензиновые фракции отбираются с 18 тарелки стабилизационной колонны при температуре 90-100 ˚С и поступают в конденсатор  - холодильник кожухо - трубчатого типа. После охлаждения до температуры 20-35 ˚С дистиллят поступает в сепаратор Е-9 (горизонтальную емкость объемом 25 м³), где происходит отделение неконденсировавшихсягазов и воды.                                                                                                       Из сепаратора дистиллят под давлением до 4 кгс/см² транспортируется в емкости объемом 50 м³, находящихся в дистиллятном хозяйстве ЦК и ПРС. Отсепарированный газ из сепаратора направляется в систему сбора газа 1  и 2 ступени сепарации САТП.

Стабильная нефть из нижней части колонны К-1 отводится под давлением колонны через теплообменники Т-1/1-14, где она отдает тепло нефти, идущей на подготовку и с температурой 30-45 ˚С поступает в технологические резервуары товарного парка.

3.2. Оборудование

используемое в подготовке нефти

Т-1 – теплообменник кожухотрубчатый ТП-1400-16; применяется для нагрева сырья и охлаждения готовой нефти.

ГО – горизонтальный отстойник объемом 200 м³, диаметром 3,4 м; применяется для обезвоживания нефти.

ШО – шаровые отстойники 2, 3 ступени  обессоливания объемом  600 м³ , диаметром 10,5 м.

Е –7/2 –буферная емкость объемом 32 м³.

Н-3 – насосы НК-560/335-180 (3 штуки). Служат для подачи нефти на колонну.

Т-2 –теплообменник ТП-1400-25 кожухотрубчатый; применяется для нагрева нефти поступающей в печь и охлаждения готовой нефти.

ПБ-20 –Печь беспламенного горения теплопроизводительностью 20 млн. ккал/час; служит для нагрева нефти, поступающей на стабилизацию.

К-1 – колонна стабилизации; предназначена для отделения от нефти широкой фракции легких углеводородов методом ректификации и керосино - бензиновой фракции.

АВЗ – Аппарат воздушного охлаждения; предназначен для охлаждения паров ШФЛУ.

С-1 –сепаратор в нем происходит отделение несконденсировавшихся углеводородов.

Н-6 –НК 200/120-70 1шт., НК 65/35-125 2шт. – бензиновые насосы для подачи ШФЛУ на орошение колонны и для откачки ШФЛУ на бензосклад.

Е-4 –Буферная емкость для ШФЛУ.

Е-8,9 –горизонтальные емкости V-25 м³  и 100м³, в которых происходит отделение неконденсировавшихся газов и воды.

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая многоуровневая  структура  автоматизированной системы контроля и управления

Рис. 2 Структурная схема АСУ ТП  УКПН

ОС1/ИС1, ОС2/ИС2 – Системная консоль – операторская станция с функциями инженерной станции; ИСЗ – Инженерная станция по обслуживанию интеллектуальных                               приборов;        УСО - Устройство связи с объектом - стойки RS 3 с платами ввода-вывода;RNI- Устройство связи системной магистрали PeerWay локальной сети Enternet.

АСУ ТП «Северо – Альметьевской» УКПН построена на основе системы «RS3» фирмыFisher- Rosemount. Система автоматизации RS3 – это распределенная  система управления, предназначенная для работы в тяжелых производственных условиях, каким и является установка подготовки нефти. Она основана на системе  управления DeltaV, ориентированной на полевые устройства, и является составной частью полевой архитектуры PlantWeb, объединяющей в единую индустриальную сеть различные интеллектуальные модули ввода-вывода, контроллеры и графическую станцию, базирующуюся на персональном компьютере. Эта станция позволяет представить измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Специфические отчеты и графики генерируются по запросу или автоматически через определенные промежутки времени.      Взаимодействие с датчиками и  исполнительными устройствами осуществляется через аналоговые и цифровые модули позволяющие реализовывать функции ПИД - регулирования, а также дискретные сигналы, которые используются для контроля за состоянием запорной арматуры, пусковых схем электроприводов насосных агрегатов, различных сигнализаторов и т.д., а также для их управления. В качестве большинства датчиков используют датчики давления  и температуры фирмы  Fisher- Rosemount, имеющие помимо аналогового выходного сигнала, цифровой сигнал по HART- протоколу обмена.

Система автоматизации «RS3» включает в себя:

1)     Консоли управления, состоящие из двух мониторов со специальными операторскими клавиатурами;

2)     Главный модуль электроники, содержащий основные электронные компоненты, платы ввода-вывода, модули памяти, программные модули;

3)     Распределенные модули УСО (устройства сопряжения с объектом)

Таким образом, можно отметить, что система обеспечивает два уровня оперативного управления установкой: нижний и верхний. Нижний уровень обеспечивает автоматическое и по командам с верхнего уровня управление технологическим оборудованием, в том числе его защиту по заданным алгоритмам. Верхний уровень обеспечивает автоматизированное (человеко – машинное) операторское управление технологическим оборудованием.

Структурно нижний уровень состоит из следующих подсистем:

• Подсистема управления оборудованием площадки обезвоживания;
• Подсистема управления оборудованием площадки стабилизации;
• Подсистема управления оборудованием печей;
• Подсистема управления оборудованием насосной и бензосклада;

Каждая подсистема нижнего уровня при потере связи с верхним уровнем обеспечивает работу в автономном режиме по заранее заданным параметрам и уставкам.

Верхний уровень системы реализован на базе двух операторских станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей, функциональную клавиатуру и принтер. Для обеспечения инженерных функций по конфигурированию и обслуживанию системы операторская станция переводится в режим инженерной станции (ИС). Для обеспечения функций по конфигурированию и обслуживанию приборов с HART–интерфейсом предусмотрена отдельная инженерная станция инженера КИПиА.    Система обеспечивает функционирование технологического объекта в круглосуточном режиме. Отказы технических средств отдельных модулей системы не оказывают влияния на работоспособность всей системы в целом.

Основное взаимодействие между оператором и технологическим процессом происходит посредством системной консоли. Системная консоль позволяет производить следующие действия

• Конфигурировать рабочие характеристики консоли;
• Выполнять конфигурирование установки;
• Конфигурировать алармы, события и их списки;
• Выполнять операции с диском и лентой;
• Выполнять операции с модулями управления;
• Проводить диагностику системы;
• Создавать и конфигурировать мнемосхемы процесса;
• Конфигурировать и генерировать отчеты процесса;
• Создавать и просматривать файлы трендов.

4.2. Цели, задачи  и выполняемые функции системы автоматизации

         Система обеспечивает оперативный контроль состояния объекта  управления, расчет технологических параметров и показателей, архивирование информации, расчет ТЭП, предупредительную сигнализацию отклонений технологических параметров от нормы, регулирование отдельных параметров технологического процесса, противоаварийную защиту технологического оборудования, дистанционное управление  исполнительными механизмами (ИМ), формирование и печать журнала аварийных и технологических  сообщений (ЖАТС), формирование и печать отчетных документов о работе технологического оборудования. Задачами автоматизации технологического процесса являются: автоматическое поддержание уровня и давления в технологических аппаратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промывочной воды, подача заданного объема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Все эти задачи успешно выполняет система RS3 фирмы Fisher- Rosemount.

На нижнем уровне – уровне технологического оборудования– реализуются следующие основные функции:

-       сбор и обработка сигналов с датчиков;

-       автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

-       программно-логическое управление;

-       передача информации на верхний уровень и получение команд и данных с верхнего уровня.

На верхнем уровне – уровне автоматизированных рабочих мест реализуются следующие функции:

-       формирование и отображение оперативной информации о текущих значениях параметров, состоянии оборудования и исполнительных устройств (ИУ), предупредительная и предаварийная сигнализация, тренды;

-       дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

-       управление работой контуров регулирования;

-       ведение базы данных, архивов нарушений, событий, действий оператора, технологического журнала;

-       диагностика состояния технических средств и электрических цепей. 

4.3.  Комплекс технических средств АСУ ТП 

Для поддержания работы технологического процессов в УКПН необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в УКПН используется комплекс технических средств – датчиков, измерительных преобразователей, устройств связи, контроллеров, и технических средств высших уровней. Все показания с приборов нижнего уровня с помощью дистанционной передачи по каналам связи передаются в операторную УКПН. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах УКПН (см. табл.1).

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Первичные датчики расхода, давления, уровня, температуры и клапана подключаются к модулям УСО по двухпроводной схеме. Используется стандартный токовый сигнал 4-20мА. Для преобразования токового сигнала вуправляющийспользуются электропневматические преобразователи. Таким образом, сигнал от первичных  приборов в виде тока 4-20мА поступают в модуль УСО, от УСО сигнал в цифровой форме поступает в главный модуль электроники, там расшифровывается и отображается на мониторах. Воздействие на регулирующие органы-клапана происходит в обратном порядке. Сигнал с клавиатуры оператора или по заданной программе регулирования поступает в главный модуль, с главного модуля в модуль управления УСО, от УСО в виде токового сигнала на электропневматический преобразователь, который в свою очередь управляет ходом штока клапана. 

4.4. Программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП 

Верхний уровень системы реализован на базе двух операторных станций (ОС) – консолей, имеющих в своем составе дисплей (цветной монитор), объединенные платы видео/клавиатурного интерфейса, каркаса электроники с платами микропроцессора/интерфейса связи, функциональную клавиатуру и принтер.

Консоли фирмы Rosemount представляют пользователю интерфейс с системой управления Fisher- RosemountRS3. Эти станции позволяют отображать измеряемые параметры и текущее состояние контролируемого объекта в графической форме, удобной для восприятия оператором. Все операции контроля и управления выполняются по мнемосхемам. Оператор управляет процессом с помощью специальной функциональной клавиатуры.

Мнемосхемы процесса представляют собой графическое представление работы установки. На экране приводятся изображения основного технологического оборудования (аппаратов, емкостей, регулирующих клапанов, насосов и др.), данные о протекании процесса. Мнемосхемы позволяют оператору следить за процессом, управлять различными ИМ.

  Приведем пример некоторых мнемосхем. На рис.3 и 4  изображенымнемосхемы печи и площадки стабилизации.

Рис.3Мнемосхема печи

                                        Рис. 4 Площадка стабилизации

Всю графическую информацию мнемосхемы можно разделить на две части: статическую и динамическую.      

Статические элементы состоят из графического изображения упрощенной технологической схемы (эскизы фигур технологического оборудования и исполнительных механизмов, трубопроводов) и надписей. Динамические элементы состоят из изображения аналоговых и дискретных переменных, а также упрощенного изображения электрозадвижек, насосоввентиляторов и др.

В системе RS3 на каждой системной консоли накапливаются и хранятся данные процесса (по которым включено накопление). Для анализа сохраненных данных, они могут вызываться на экран консоли в графическом виде. Трендовая информация организована в виде файлов трендов, которые находятся на жестком диске консоли. Для файлов трендов определены характеристики по частоте и длительности записи данных, типам данных и др. Экран группы трендов представлен на рис. 5.

Рис. 5 Вид экрана группы трендов

Кроме накопления параметров процесса в виде трендов в системе RS3 происходит сохранение данных в файлах отчетов. Отчеты – это предварительно сконфигурированные формы отображения информации, в которых выводятся соответствующие данные  системных переменных процессах. Отчеты могут формироваться по времени, алармам или событиям, а также по командам оператора.

4.5. Объем автоматизации 

Система контроля и управления  УКПН    предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Площадка стабилизации

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Блок подогрева

Таблица 3

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования

1. Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Определить статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально. Обычно определение статических характеристик простых объектов не представляет трудностей. Для многих сложных объектов статические характеристики неизвестны, и их трудно найти аналитически. В этом случае прибегают к экспериментальному определению их на действующих объектах.

Экспериментальное определение статических характеристик заключается в создании ряда последовательных равновесных состояний объекта при соответствующих выходных и входных величинах. В этом случае орган, управляющий притоком или расходом энергии или материи в объекте, вручную или дистанционно переводят из одного положения, соответствующего равновесному состоянию, в другое. При достижении нового равновесного состояния объекта записывают значения входных и выходных величин по показаниям измерительных приборов. По измеренным входным и выходным величинам можно составить таблицу и построить график статической характеристики и определить коэффициент усиления объекта.

2. Динамической характеристикой элемента называется зависимость изменения во времени выходной величины от входной в переходном режиме при том или ином законе изменения входной величины. Аналитически динамические характеристики выражаются обычно дифференциальными уравнениями, а графически в виде графиков (кривых), где по оси абсцисс отмечают время, а по оси ординат значения выходной величины. Очевидно, что графики динамических характеристик будут различными при разных законах изменения входной величины. Для определения динамических характеристик и сравнимости их друг с другом приняты типовые законы изменения входных величин, близкие к законам, возможным в реальных условиях работы систем. Часто таким законом является скачкообразное изменение входной величины, при котором выходная величина изменяется мгновенно на какую-либо конечную величину.

Динамические характеристики элементов систем можно определять так же, как и статические – расчетным путем и экспериментально.

Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. Такие характеристики можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить возмущение и оставить действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т. е. Пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов. Регулируемые объекты часто имеют несколько каналов возмущения, тогда необходимо снять характеристики при всех возмущениях. Однако в ряде случаев ограничиться снятием характеристик для основных каналов. Наибольший практический интерес представляет исследование динамических свойств при возмущениях, вызванных изменением той величины, на которую действует или будет действовать регулирующий орган. При снятии временных характеристик весьма существенным является определение величины возмущения. При выборе величин возмущения исходят из допустимых отклонений в ходе технологического процесса.

5.2 Выделение САР из общей схемы технологического процесса

На схеме автоматизации процесса стабилизации нефти  мы выделили каскадныйконтур САР температуры верха колонны К-1.

Рис. 6 Контур САР температуры

На рис. 6 приведена  схема каскадного регулирования температуры верха колонны К-1.  Рассматриваемый контур предназначен для регулирования температуры верха колонны. Незначительная часть жидкой фазы из емкости - широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) насосами при температуре не более 10-15^оС подается на орошение верха К-1 для поддержания температурного режима в колонне.                                                       В рассматриваемой системе каскадного регулирования две регулируемые величины: основная – температура верха колонны и вспомогательная – расход ШЛФУ на орошение.

5.3. Определение временных характеристик выбранного объекта регулирования по режимным листам

  Для нахождения передаточной функции объекта по основному каналу и по каналу возмущения воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде.

1. Найдем передаточную функцию объекта по основному каналу регулирования. Регулируемая температура верха колонны К-1t_верх (в °С) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расходав м3/час) при t®∞ стремится к конечному значению Dt_верх(∞) отличному от нуля.

График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх

График изменения регулируемой величины tверх (температуры верха колонны):

Разбиваем ось времени на равные  отрезки с интервалом Dt = 0.5 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция их выхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.

Заполним таблицу 4. Для этого находим значения DХ_вых(∆Q_вх) в конце каждого интервала Dt.

,    где DХ_вых(∞)= 5

Таблица 4

Таким образом, функция приведена к безразмерному виду. Перестраиваем функцию    в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную Ө).

Заполняем таблицу 5 и находим коэффициент F₂, F₃.

Таблица 5

Строимзависимость σ(t):

По виду графика зависимости σ(t) выбираем тип передаточной функции и записываем окончательное выражение исследуемого объекта в размерном виде.

a₁=F₁;a₂=F₂;а₃=F₃.

2. Найдем передаточную функцию объекта по промежуточному каналу. Регулируемая величина расход жидкой фазы (ШФЛУ)Qор (в м3/час) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расхода  в м3/час) при t®∞ стремится к конечному значению DQ_ор(∞) отличному от нуля.

График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх.

График изменения регулируемой величины Qор (расход ШФЛУ):

Разбиваем ось времени на равные  отрезки с интервалом Dt = 0.5 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция их выхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.

Заполним таблицу 6. Для этого находим значения DХ_вых(∆Qор) в конце каждого интервала Dt.

,    где DХ_вых(∞)=15 

Таблица 6

Таким образом, функция приведена к безразмерному виду. Перестраиваем функцию   в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную Ө).

Заполняем таблицу 7 и находим коэффициент F₂, F₃.