СКАЧАТЬ:  [attachment=351]

1. Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств», на тему: «Установка комплексной подготовки нефти  НГДУ «Альметьевнефть».

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 рассматриваемого блока, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

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

2. Введение

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает нескольких процентов, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых  старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит до 90% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

  С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами.

 Добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка на промысле называется комплексной подготовкой нефти. Добываемую нефть необходимо подвергать обработке как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения.

 Установки подготовки нефти можно размещать в любом пункте системы сбора и транспорта нефти и газа, но наиболее целесообразно устанавливать их в пунктах максимальной концентрации нефти (например в товарных парках). При этом необходимо учитывать принятую схему сбора и транспорта нефти и газа и возможности подготовки нефти другого месторождения, если данное выйдет из строя.

3. Технологическая часть

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

        В нефтяных пластах нефть, как правило, залегает вместе с водой. В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких единиц до десятков процентов. В пластовой воде содержатся различные минеральные соли и иногда механические примеси. Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспортировку, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах из-за нарушения режима процесса и коррозии оборудования. Согласно действующим ГОСТам, товарная нефть не должна содержать больше 1% воды и 40 мг/л хлористых солей. Поэтому добываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработка на промысле называется комплексной подготовкой нефти.  Структурная  технологическая  схема Северо-Альметьевской установки комплексной переработки нефти ТР-39 №6 ЦКППН-1 НГДУ «Альметьевнефть» представлена в приложении 2.

      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 по сырью 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 неконденсировавшихся газов 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.

Все технологические процессы полностью автоматизированы. Основными определяющими условиями при решении вопросов автоматизации технологических процессов являются:

• Обеспечение безопасности работы технологического оборудования на заданном режиме;
• Сработка сигнализации при отклонении от заданных параметров работы технологического оборудования;
• Получение информации о параметрах технологического процесса.

Схемой контроля и автоматизации предусматривается:

1. регулирование расхода при помощи регулирующего устройства типа ПРЗ З1 и регулирующего клапана 25 с 48 нж.

а) Q расхода нефти на установку

б) Q нефти на колонну

в) Q нефти по потокам ПБ-20

        г) Q воды на ШО(2 потока)

д) Q воды на ТП

е) Q воды на ГО

ж) Q воды на колонну

з) Q бензина на орошение

и) Q бензина на склад(по уровню)

2. регулирование давления при помощи регулирующего устройства типа        ПРЗ З1 и регулирующего клапана типа 25 с 48 нж.

а) Р-нефти в Е-7/2, в колонне К-1

б) Р- воздуха в коллекторе

в) Р-воды в системе

г) Р газов в ГРП

д) Р- в Е-4 по ШФЛУ

3. регулирование температуры при помощи термопары IXA-VIII

а) верха колонны

б) низа колонны

в) на выходе печей  ПБ-20 № 1-3

        4. Регулирование уровня жидкости при помощи регулирующего устройства ПРЗ З1 и регулирующего клапана 25 с 48 нж. 

       а) уровень нефти в Е-7/2

       б) уровень в колонне регулятором РУПШ,

       в) уровень воды в градирне, РУБ-1

        5. регулирование межфазового уровня производится электропневматическими  регуляторами уровня раздела фаз «Фаза-70»

       а) в ГО «нефть-вода»

       б) в ШО «нефть-вода»

       в)  в Е-4 «ШФЛУ-вода»  

Основная характеристика оборудования

используемого 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 структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления

              АСУ ТП «Северо – Альметьевской» УКПН построена на основе системы «RS3» фирмы Fisher - 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 Delta V, 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. Цифровая связь используется для настройки и управления первичными устройствами; эти приборы можно применять в полностью цифровых системах управления в будущем.

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)

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 в управляющий клапанами пневмосигнал используются 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. 

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). Доступность режима конфигурирования определяется соответствующим механическим ключом, вставляемым в операторскую станцию. Для обеспечения функций по конфигурированию и обслуживанию приборов с HART–интерфейсом предусмотрена отдельная инженерная станция инженера КИПиА. Структурная схема управления приведена на рис.1.

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.

Доступ к тем, или иным функциям строго разграничен и определяется физическим ключом. Информация о текущем пользователе отображается в правом нижнем углу экрана монитора. В системе существуют следующие уровни доступа:

• Администратор системы;
• Конфигуратор;
• Супервизор;
• Оператор
• Гость (если ключ вообще не вставлен).

Рис. .1. 

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.

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 RS 3 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. Объем автоматизации 

Площадка обезвоживания и обессоливания

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

Системой автоматизации СА УКПН НГДУ «АН» предусмотрено следующее:

• измерение расхода нефти на теплообменники второй группы Т-1/1…8 производится прибором, установленным по месту с дистанционной передачей данных (FE-100a, FT-100б);
• измерение температуры нефти подаваемой на теплообменники первой группы Т-1/1…8 производится прибором, установленным по месту (ТЕ-20-1а,б);
• для измерения температуры и давления сырой нефти непосредственно перед и после теплообменников первой группы стоят показывающие термометры в оправе (TI 1,2) и показывающие манометры (PI 30,31);
• для контроля содержания влаги в нефтяной эмульсии перед подачей ее на теплообменники первой группы предусмотрен датчик МЕ-150а с последующей дистанционной передачей данных МТ-150а;
• измерение давления нефтяной эмульсии на потоке в горизонтальный отстойник происходит с помощью датчика PT 1-120а с последующей дистанционной передачей данных; расход нефтяной эмульсии на потоке в горизонтальный отстойник регулируется клапаном 1-120д;
• в горизонтальном отстойнике осуществляется контроль его основных параметров:

измерение межфазного уровня в ГО датчиком с дистанционной передачей данных (LT-1-121а, LT-1-121б, LT-1-121е);

измерение давления в ГО показывающим манометром (PI30);

измерение влажности выходного газа с ГО производится датчиком с дистанционной передачей данных (МЕ-153д, МТ-153г);

клапан 1-121г регулирует сброс дренажной воды;

измерение расхода пресной воды на ГО и колонну К-1, поступающей  с емкости Е-7/1 производится датчиком с дистанционной передачей данных (FE-102а, FT-102б);

регулирование расхода пресной воды на ГО клапаном 122д  (FE-122а, FT-122б)

• в аварийной емкости Е-9 измеряется уровень нефтяной эмульсии, а также производится сигнализация верхнего предельного уровня в емкости с дальнейшей блокировкой;
•   в емкости для технологической воды  Е-7/1 контролируются следующие параметры:

клапан 124г регулирует подачу пресной воды (ПВ) на Е-7/1;

уровень ПВ  регулируется датчиком с дистанционной передачей данных LT-124а; применяется также дополнительный контроль уровня ПВ с сигнализацией и блокировкой по нижнему уровню (LE-77а, LSA-77б);

измерение расхода ПВ с емкости  с дистанционной передачей данных (FE-155a, FT-155б);

• для нормального функционирования насосов технологической воды   Н-7 (1,2,3) предусмотрен контроль следующих параметров:

контроль утечек через сальниковые уплотнители (LE-78а, LSA-78б);

измерение температуры подшипников насоса и двигателя в 4 точках (ТЕ-25а…г);

измерение давления ПВ на выкиде насосов и отключение их по предельному верхнему и нижнему уровням производится датчиком PIS-60;

предусмотрено автоматическое управление системой блокировки электродвигателя (NS 7/1-A1)  и ручной запуск насоса Н 7/1-SB1;

• клапан 125д регулирует подачу ПВ шаровые отстойники (ШО) (деэмульгаторы);
• расход нефти, поступающей на ШО регулируется датчиком с дистанционной передачей данных (FE-120а, FT-120б);
• работу ШО контролируют следующими датчиками:

клапан 126г, установленный на линии сброса воды в дренаж после ШО, регулирует межфазный уровень в ШО, который дополнительно измеряется датчиком с дистанционной передачей данных (LT-126а);

измерение давление в ШО показывающим манометром PI-30;

• после ШО предусмотрено измерение влажности нефти (нефть после 2-й ступени очистки) датчиком с дистанционной передачей данных (МЕ-154а, МТ-154б);
• в емкости Е-7/2 для обессоленной нефти измеряются следующее параметры:

уровень нефти с сигнализацией и блокировкой по предельному верхнему и нижнему уровню (LE-1-79, LSA-79);

давление в емкости Е-7/2 регулируется клапаном 128д, установленном на линии выкида нефти в товарный парк;

• для нормального функционирования насосов обессоленной нефти   Н-3 (1,2,3) предусмотрен контроль следующих параметров:

контроль утечек через сальниковые уплотнители (LE-81а, LSA-81б);

измерение температуры подшипников насоса и двигателя в 4 точках

(ТЕ-26а…г);

измерение давления обезвоженной и обессоленной нефти на выкиде насосов и отключение их по предельному верхнему и нижнему уровням производится датчиком PIS-61;

предусмотрено автоматическое управление системой блокировки электродвигателя (NS 3/1-A1)  и ручной запуск насоса Н 3/1-SB1;

• для управления приточным вентилятором в насосной обезвоженной и обессоленной нефти предусмотрена система  его блокировки (NS-А3) и ручного запуска (Н-SB3);
• на территории площадки обезвоживания и обессоливания установлен вытяжной вентилятор, который также оснащен системой блокировки и ручного запуска (NS-A2, H-SB2);
•  для регулирования качества стабильной нефти, поступающей в товарный парк, применяют измерения следующих параметров:

измерение давления и температуры стабильной нефти, поступающей на теплообменники первой группы для окончательного охлаждения, производится показывающим манометром PI-30 и термометром TI-3;

дополнительное измерение температуры стабильной нефти на входе теплообменников производится датчиком ТЕ-20-5а,б; на выходе – ТЕ-20-6а,б;

после теплообменников первой группы температуру и давление стабильной нефти, поступающей в товарный парк, измеряют показывающими термометрами ТI-2 и манометром PI-30;

измеряют расход стабильной нефти на выходе УКПН  датчиком с дистанционной передачей данных (FE-101a, FT-101б);

осуществляется регулирование клапаном 91в давления стабильной нефти на выходе УКПН; давление измеряется датчиком с дистанционной передачей данных (РТ-91а);

также на выходе установки предусмотрено измерение влажности стабильной нефти датчиком с дистанционной передачей данных

(МЕ-152а, МТ-152б).

 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, кроме того, они часто приводятся в литературе. 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.

Если по условиям эксплуатации изменять значения входных и выходных величин в широком диапазоне невозможно, то ограничиваются небольшим пределом выходных величин вблизи заданного значения регулируемого параметра, т. е. снимается рабочий участок статической характеристики, в пределах которого допустимы указанные выше изменения.

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. Однако необходимо, чтобы искусственно вводимое возмущение значительно превосходило по величине те случайные возмущения, которые могут быть при снятии характеристик. Временную характеристику снимают следующим образом. Перед экспериментом регулируемый объект приводят в равновесное состояние и обеспечивают постоянство всех входных и выходных величин. После стабилизации вводят скачкообразное возмущение, отмечая при этом время и величину его. Затем следят за изменением выходной величины, записывая ее значения до тех пор, пока выходная величина не примет нового установившегося значения или пока не установится постоянная скорость ее изменения. На основании полученных данных строят кривую в координатах: выходная величина – время, которая и будет временной характеристикой объекта. Для снятия временной характеристики на объекте должны быть установлены приборы для измерения входной и выходной величин. Наиболее удобны регистрирующие приборы с ленточной картограммой и большой скоростью ее движения. Во время эксперимента записываются также все параметры, связанные с выходной величиной. Это позволяет при обработке результатов эксперимента установить, что снятые характеристики не искажены посторонними возмущениями.

          В зависимости от динамических свойств объектов кривые изменения выходной величины могут иметь различный характер. Чтобы получить исходные данные для расчета системы регулирования, необходимо найти аналитические выражения экспериментально полученных кривых. Этими аналитическими выражениями будут дифференциальные уравнения объектов. В настоящее время имеется несколько методов нахождения уравнения объектов по имеющимся временным характеристикам. Симою и Стефани разработали метод для определения передаточной функции объекта по его кривой разгона, который получил название метода площадей. Метод основан на предположении, что исследуемый объект может быть описан линейным дифференциальным уравнением с постоянными коэффициентами. В заключение можно отметить, что многие промышленные технологические объекты имеют одну из следующих особенностей, влияющих на форму кривой разгона:

-         объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и наличием самовыравнивания;

-         объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и самовыравнивания;

     - объект характеризуется наличием транспортного запаздывания и отсутствием/наличием самовыравнивания.

5.2 Выделение САР из общей схемы технологического процесса

На схеме автоматизации процесса стабилизации нефти  мы выделили контур САР давления.

Рис. 5.2.1. Контур САР давления.

 Рассматриваемый контур предназначен для раздела фаз: ШФЛУ и вода. ШФЛУ частично идет на орошение колонны и частично на бензосклад. Разделенная вода идет в дренаж. Здесь происходит регулирование двух величин – это уровня и давления. Мы будет рассматривать регулирование уровня ШФЛУ и воды, то есть раздела фаз. Данная САР комбинированная, так здесь компенсируется расход нестабильного бензина на входе.

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 величина уровень дистиллята (ШФЛУ) в емкости Ндвых (в м3/час) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расхода  в м3/час) при t®∞ стремится к конечному значению DН_вых(∞) отличному от нуля.

График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх.

График изменения регулируемой величины Ндвых (уровня дистиллята в емкости):

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 5.3.1. Для этого находим значения DХ_вых (∆Нд) в конце каждого интервала Dt.

,    где DХ_вых (∞)= 3

Таблица 5.3.1.

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

Заполняем таблицу 5.3.2. и находим коэффициент F₂, F₃.

                                                Таблица 5.3.2.

Строим зависимость 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, так как F3 < 0, то a3 = 0.

2 . Найдем передаточную функцию объекта по каналу возмущения. Регулируемая величина уровень воды в емкости Нввых (в м3/час) в результате приложенного к объекту возмущения DQ_вх (изменение расхода  в м3/час) при t®∞ стремится к конечному значению DН_ввых(∞) отличному от нуля.

График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх.

График изменения регулируемой величины Нввых (уровня воды в емкости):

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 5.3.3. Для этого находим значения DХ_вых (∆Нв) в конце каждого интервала Dt.

,    где DХ_вых (∞)= 3

Таблица 5.3.3.Таким образом, функция приведена к безразмерному виду. Перестраиваем функцию   в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную Ө).

Заполняем таблицу 5.3.4. и находим коэффициент F₂, F₃.

            &