СКАЧАТЬ:  444.zip [2,81 Mb] (cкачиваний: 281)

1. РЕФЕРАТ. 3

2. ВВЕДЕНИЕ. 4

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 5

3.1 Описание технологической схемы САТП  НГДУ «Альметьевнефть». 5

3.2 Основная характеристика оборудования используемого в подготовке нефти. 9

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 11

4.1. Иерархическая структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления. 11

4.2. Цели, задачи  и основные функции АСУ ТП и ее подуровней. 14 

4.3.  Комплекс технических средств АСУ ТП.. 15

4.4. Прикладное программное обеспечение верхнего уровня АСУ ТП.. 18

4.5. Объем автоматизации. 20

5. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ. 22

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования. 22

5.2. Выделение САР из общей схемы технологического процесса. 23

5.3. Определение временных характеристик выбранного объекта регулирования по режимным листам. 24

6. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ. 30

7.ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ. 38

8.ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 43

8.СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.. 44

9. ПРИЛОЖЕНИЕ. 45

9.1 Функциональные схема товарного парка

9.2 Функциональные схема СИКН №204

1. Реферат

Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация технологических процессов и производств» на тему: «Автоматизация товарного парка».

Северо-Альметьевский товарный парк (САТП) НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» предназначен для дегазации, сбора и предварительного обезвоживания нефти, приема предварительно обезвоженной нефти с Тихоновского и Миннибаевского  товарных парков, приема, хранения товарной нефти с Северо-Альметьевской УКПН, очистки пластовой, сточной и пром. канализационных вод для закачки в систему ППД. В состав САТП входят: блок измерения параметров качества нефти; I и II ступени сепарации; две ступени предварительного сброса воды;  резервуарный парк; узлы учета  сырья,  товарной нефти и сточной воды; узел подготовки промежуточных слоев (осложненной эмульсии); факельное хозяйство; очистные сооружения для подготовки сточной воды и канализационных стоков; насосные  перекачки  нефти, сточной воды; узлы дозирования химических реагентов; установки улавливания легких фракций; канализационное хозяйство; система противопожарного водоснабжения.

В результате производственной деятельности на САТП отделяется значительное количество пластовой воды и попутного (нефтяного) газа.

Работа включает в себя технологическое описание, модель автоматизированной работы товарного парка, описание технических средств автоматизации каждого уровня.

Курсовой проект содержит:

расчётно-пояснительную записку, состоящую из введения, технологической, технической, экспериментальной, расчётной и проектной части;

чертёж схемы автоматизации товарного парка, СИКН;

приложения:  спецификация схем автоматизации.

2. Введение

В курсовом проекте рассмотрен объем автоматизации товарного парка НГДУ «Альметьевнефть», SCADA система на базе DeltaV, компании Fisher-Rosemount, технология процесса.

Автоматизация товарного парка повышает производительность труда, снижает численность обслуживающего персонала, позволяет улучшить качество выпускаемой продукции и снизить ее себестоимость. Автоматический контроль предельных значений технологических параметров, сигнализация, защита, управление различными процессами и их регулирование обеспечивают надежную и безопасную эксплуатацию товарного парка.

При разработке автоматической системы управления необходимо использовать простые в установке аппаратные средства, мощное программное обеспечение, реализующее развитые возможности управления процессом. Система должна быть удобной и простой в использовании, легко внедрятся, наращиваться, при этом обеспечивать безопасное управление процессом.

В настоящее время операции физического и интеллектуального труда, поддающиеся формализации, становятся объектом механизации и автоматизации.

Автоматизация производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности призвана обеспечить рост производительности труда, сокращение оперативного персонала при обслуживании технологического оборудования,  снизить трудоемкость оперативного управления и повысить его информативность.

3. Технологическая часть

3.1.Описание технологической схемы САТП НГДУ «Альметьевнефть»

На САТП сырая нефть (водогазонефтяная эмульсия) поступает с ЦДНГ-1, ЦДНГ-3, ЦДНГ-4 и ЦДНГ-6  с температурой от 5 до 20 ^оС и  давлением  до 0,6 МПа через узлы учета на вход двух КДФ общим объемом от 16 000 до 23 500 м³/сут,  обводненностью от 70 до 85 %.  Также на вход КДФ поступает продукция скважин после ГЗУ-18 ЦДНГ-3, прошедшая сепарацию в сепараторе С-1.  В КДФ происходит отделение свободной воды, выделившейся из продукции скважин в процессе транспортировки по ситеме нефтесбора.   Отделившаяся от эмульсии  из КДФ-1/1, 2  пластовая вода  объемом от 13,0 до 16,0 тыс.  м³/сут  направляется через регулирующие клапаны на  очистные сооружения.  В  КДФ автоматически поддерживается уровень раздела фаз «вода-нефть» в пределах  от 0,5 до 1,2 м  регулирующими клапанами, управляемыми сигналом с уровнемера межфазного уровня.

   Нефть с остаточным содержанием воды менее 20 % поступает на сепарационный блок, состоящий из  сепараторов 1 и 2 ступеней сепарации.

На 1 ступени сепарации, состоящей из 4-х трехфазных сепараторов С-2/1-4, из нефти отделяется газ при давлении от 0,2 до 0,35 МПа,  направляется в газоосушитель  Г-1 и далее ГС. Также в сепараторах С-2/1-4 отделяется часть воды, которая отводится на САОС.  На 2 ступени сепарации, состоящей из 3-х сепараторов С-3/1-3, из нефти отделяется газ при давлении от 0,005 до 0,055 МПа,  направляется в газоосушитель  Г-2 и далее - на компрессорную станцию УТНГП. Давление в сепараторах С-3/1-3 и Г-2 поддерживается регулирующим клапаном, установленным после газоосушителя.

Частично обезвоженная нефть после второй ступени сепарации объемом  4,0-6,0 тыс. м³/сут с обводненностью менее 10 %  поступает в резервуары предварительного сброса воды РВС-5000 № 18-21, работающие в две ступени.  Первая ступень – технологические резервуары РВС № 20, 21, работающие параллельно и вторая ступень – буферно-технологические РВС № 18, 19, также работающие параллельно. На вход первой ступени предварительного сброса (РВС № 20, 21) поступают технологические жидкости:  сточная  вода после технологических блоков УКПН и уловленная нефть с очистных сооружений.

В резервуарах УПС производится отстаивание и сброс сточной  воды,  отделившейся из эмульсии, объемом от 300 до 1000 м³/сут, которая направляется на САОС - в буферные резервуары очищенной воды РВС № 4, 5.

         Обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды 1 – 5 % из резервуаров УПС поступает в буферно - сырьевые   резервуары РВС № 15, 17, откуда откачивается сырьевыми насосоми ЦНС 300х180(120) по сырьевому нефтепроводу на УКПН.

 В буферно-технологические  резервуары РВС № 15, 17  периодически поступает предварительно обезвоженная нефть с  Тихоновского и Миннибаевского товарных парков с остаточной обводненностью  1-5 %.   Также имеется возможность подачи этой нефти непосредственно на приемный коллектор сырьевого насоса.

Товарная нефть с УКПН поступает на ступень горячей сепарации, состоящую из двух сепараторов С-3/4,5 объемом 100 м³, в которых отделяется газ под давлением от 0,005 до 0,06 МПа. Отделившийся в С-3/4,5 газ отводится в газопровод второй ступени сепарации. Отсепарированная стабильная товарная нефть с САУКПН поступает в  буферные резервуары РВС № 14, 16, 10-13 и далее откачивается насосами ЦНС 300х240 через СИКН-204  на ПСП «Калейкино» ЦПСН.

С целью обеспечения аварийного запаса емкостного оборудования для товарной нефти  используют резервуары РВС № 22-25, обвязанные соответствующими трубопроводами.

Для снижения температуры товарной нефти после УКПН используют теплообменники, установленные на площадке ПТО, в которых в качестве охлаждающего агента используют сточную воду. Необходимый расход сточной воды, используемой для охлаждения товарной нефти,  устанавливают в зависимости от температуры охлажденной нефти, которая должна быть не более 30 ⁰С.

Сбор дренажей  и подрезок подтоварной воды с буферных  резервуаров товарной нефти осуществляют в дренажную емкость  ДЕ-1 с погружным насосом для подачи эмульсии на вход в резервуары РВС-20,21 узел подготовки осложненных или на прием сырьевых насосов на САУКПН.

Для сбора дренажей  с технологических резервуаров РВС № 14-21 устанавливают подземную  емкость ДЕ-2 объемом 200 м³, оснащенную внутренней начинкой, позволяющей разделять жидкость на воду и эмульсию. Отделившаяся вода откачивается  на прием РВС № 1-65 САОС, а нефть – вход в РВС-20,21 на узел подготовки осложненных эмульсий или на прием сырьевых насосов.

Отделившаяся от нефти сточная вода из КДФ № 1, 2 поступает самотеком в технологические резервуары САОС РВС-5000 № 1-3, обустроенные жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ) и гидрозатвором, поддерживающим уровень взлива.  Также в резервуары РВС № 1-3 возможно поступление сточной   воды  из  резервуаров  предварительного  сброса  товарного  парка РВС № 18-21, которая подается насосом ЦНС 180х170, расположенным в насосной очистных сооружений. После фильтрации в ЖГФ и отстаивания в буферной зоне резервуаров очищенная вода поступает в буферные резервуары РВС № 4, 5 и далее подается на прием подпорных насосов ЦНС 300х240 и ЦНС 180х170 для откачки ее по направлениям на КНС системы ППД НГДУ «Альметьевнефть».

Рис.1 Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле.

 1 - нефтяная скважина;

 2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);

 3 - дожимная насосная станция (ДНС);

 4 - установка очистки пластовой воды;

 5 - установка подготовки нефти;

 6 - газокомпрессорная станция;

 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;

 8 - резервуарный парк

3.2. Основная характеристика оборудования

используемого в подготовке и хранении нефти

Таблица 1

продолжение таблицы 1

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая структура многоуровневой  автоматизированной системы контроля и управления

              АСУ ТП САТП построена на основе системы «RS3» фирмы Fisher - Rosemount. Измерительно-управляющая система RS-3 фирмы Fisher-Rosemount (далее - система) предназначена для обеспечения автоматизации технологических процессов на базе измерительной информации, включая сбор и обработку первичной информации (от датчиков, преобразователей и т д) о параметрах технологических процессов, преобразование хранение и передачу информации на более высокие уровни управления, вычисление показателей, характеризующих процесс формирование команд и управляющих воздействий, а также сигналов аварийной защиты. 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.

Основные преимущества управления Delta V

1. DeltaV является новой разработкой - с 1996 года. Все аппаратное и программное обеспечение было разработано «с нуля» в кооперации с ведущими компаниями-партнерами (Intellution - подразделение Emerson Process Management, и MTL).

2. DeltaV является масштабируемой системой. Это значит, что ценообразование построено таким образом, что применение этой системы одинаково экономически эффективно как для небольшого технологического объекта и для крупного завода.

Система максимального размера на сегодняшний день (версия 5.3) может включать до 100 контроллеров, до 60 рабочих станций, до 30000 сигналов по управлению плюс до 50000 сигналов на регистрацию.

Все возможности системы сохраняются при любом ее размере. 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.

3. Система способна автоматически распознавать новые узлы (контроллеры) и новые платы в/в при их добавлении к системе - не требуется ручной настройки или установки перемычек (их просто нет ни на одной плате).

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.  

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 Ethernet.

4.2. Цели, задачи  и выполняемые функции системы автоматизации

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:

1)сбор и обработка сигналов с датчиков;

2)автоматическое регулирование параметров технологического процесса и оборудования;

3)программно-логическое управление;

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

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

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

2)дистанционное управление технологическим оборудованием и ИУ;

3)управление работой контуров регулирования;

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

5)диагностика состояния технических средств и электрических цепей. 

4.3.  Комплекс технических средств АСУ ТП 

Для поддержания работы технологического процессов в товарном парке необходимо постоянно отслеживать технологические параметры, такие как уровень, расход, давление, температура. Для этого в САТП 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 САТП. Рассмотрим перечень приборов, установленных на технологических объектах товарного парка.

Таблица 2

Датчик температуры ТСП

Датчик является термометром сопротивления. Действие его основано на свойстве металлов изменять свою электропроводность в зависимости от температуры. В комплект термометра сопротивления входят чувствительный элемент, измерительный прибор и соединительные провода. В качестве чувствительного элемента применяется металлическая проволока намотанная на изоляционный каркас и заключенная в защитный кожух. Термометр обладает следующими преимуществами:

1. Возможность градуировки термометра в широком диапазоне на любой температурный интервал;

2. Высокая степень точности измерения температуры;

3. Возможность расположения вторичного измерительного прибора на значительном расстоянии от места измерения температуры (термоприемника);

4. Возможность автоматической записи температуры и автоматического регулирования ее;

К недостаткам термометра сопротивления следует отнести необходимость постороннего источника питания.

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ2 и ДУУ2М предназначены для измерения уровня различных жидкостей, уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть –эмульсия – подтоварная вода и т.п.),а также измерения температуры и давления контролируемой среды. Применяются в системах автоматизации производственных объектов нефтегазовой, нефтехимической, химической, энергетической, металлургической, пищевой и других отраслей промышленности в аппаратах с атмосферным или избыточным (до 2,0 МПа) давлением.

Принцип работы прибора:

 Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней. Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом для датчиков исполнения 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 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. 

4.4. Прикладное 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- Rosemount RS3. 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. Вызов и переход между отдельными мнемосхемами осуществляется с помощью клавиш в экранной области функциональной клавиатуры, или перелистыванием между отдельными мнемосхемами.

  Приведем пример некоторых мнемосхем. На рис.3 изображена мнемосхема подготовки нефти.

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

Рис. 3 Мнемосхема подготовки нефти

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, насосов, вентиляторов и др.

4.5. Объем автоматизации 

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

Товарный парк

Таблица 3

Продолжение таблицы 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.

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.

Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. 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.

5.2 Выделение САР из общей схемы технологического процесса

На схеме автоматизации товарного парка выделим одноконтурную САР уровня нефти в сепараторе.

Рассматриваемый контур предназначен для регулирования уровня нефти. Отвод отделившейся воды и частично обезвоженной нефти из С-2/1-4 осуществляется через регулирующие клапаны, работающие автоматически от уровней жидкости и раздела фаз «нефть-вода» в зоне разделения и уровня нефти в нефтяной камере.

Рис.4 Контур САР уровня.

5.3. Определение временных характеристик выбранного объекта регулирования по режимным листам

Для нахождения передаточной функции объекта воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде. 

Найдем передаточную функцию сепаратора. Регулируемая величина Q_вх в результате приложенного к объекту возмущения DТ_вых при t®∞ стремится к конечному значению DQ_вх(∞) отличному от нуля.

Изобразим этот процесс графически. Данный график станет базовым в определении передаточной функции основного объекта. 

Режимный лист

График возмущения: скачкообразное изменение Q_вх:

График изменения регулируемой величины уровня:

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 (∞)= 1.98

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

Строим зависимость у(t):

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

После выбора вида передаточной функции, необходимо определить неизвестные коэффициенты полинома числителя и знаменателя системы уравнений:

             Если одна из величин F станет отрицательной, то это будет означать, что соответствующий коэффициент – отрицательный, а значит система не устойчива, что противоречит действительности, т.к. при снятии кривой разгона объект работал устойчиво. Тогда примем соответствующий коэффициент равным нулю.

         При расчетах F₂ и F₃ получились отрицательными. Это означает, что коэффициенты а₂ и а₃ будут отрицательными и значит, САР неустойчива, что противоречить действительности, так как при снятии кривой разгона объект работал устойчиво. В этом случае нужно уменьшить на 2 степень полинома знаменателя. Следовательно, передаточная функция примет вид:

6. Расчетная часть

6.1. Расчет одноконтурной САР

         В практике построения систем автоматизации объектов нефтяной и газовой нефтеперерабатывающей промышленности широкое применение нашли одноконтурные системы автоматического регулирования (САР).

Типичная задача настройки промышленной САР может быть сформулирована следующим образом: исходя из найденной аналитически или в результате обработки данных эксперимента передаточной функции объекта регулирования и выбранного на этапе проектирования САР закона регулятора (П, ПИ, ПИД), необходимо определить параметры настройки регулятора, которые обеспечивали бы устойчивость и заданные качества САР.

         Передаточные функции регуляторов представлены в виде

W_р(р)=П1  - для П-регулятора;

W_р(р)=П1+П2/р – для ПИ –регулятора;

W_р(р)=П1+П2/р+П3р – для ПИД–регулятора;

где

П1=k – коэффициент усиления;

П2=1/Т_{u ,} T_u- время изодрома;

 П3= Т_u, T_u– время предварения.

Дана передаточная функция объекта:

Расчет параметров настройки регуляторов с помощью

расширенных АФХ

С помощью расширенных амплитудно-фазовых характеристик (АФХ) в области параметров настройки регулятора строится «линия равного затухания», соответствующая заданной степени затухания переходного процесса САР. Далее на этой линии выбирается точка, координаты которой определяют параметры настройки регулятора, обеспечивающие при заданном наилучшее качество САР.

Исходные данные: