СКАЧАТЬ:  kursovaya-atp-v-ramke.zip [7,26 Mb] (cкачиваний: 293)

СОДЕРЖАНИЕ

1. Реферат…………………………………………..…………………..4

2. Введение…………………………………………..…………………6

3. Технологическая часть…………….……………………………….…9

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления…………………………………………………..……12

4.2. Задачи решаемые системой ППД………………………………..…..…..13

4.3. Состав комплекса технических средств АСУ ТП……………….……..14

4.4. SCADA ТЕЛЕСКОП+  “НПФ ПРОРЫВ”………………………….……20

4.5.         Объем автоматизации технологического объекта……………………27

5. Экспериментальная часть

5.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования…………….…………………..…...29

5.2. Определение передаточной функции объекта по кривой разгона методом площадей…………………………………………………………….…………33

6. Расчетная часть……………………………………………………….….….37

7. Проектная часть……………………………………………………………..54

Заключение……………………………………………………………………..75

Список использованной литературы………………………………………….76

Приложение…………………………………………………………………….77

1. Реферат

Курсовой проект по дисциплине «Автоматизация технологических процессов и производств» на тему «Автоматизированная система управления технологическим процессом ППД».

В данном курсовом проекте мною была рассмотрена кустовая насосная станция КНС-9с при ГЗУ-9с залежи №1 относящаяся к НГДУ «Лениногорскнефть».

Условные сокращения, используемые в курсовом проекте:

ГЗУ – групповая замерная установка;

КНС – кустовая насосная станция;

КТС – комплекс технических средств;

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

ЦППД – цех поддержания пластового давления;

БГ – блок гребенки;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

ППД – поддержание пластового давления;

ПМУ – пульт местного управления;

БМА – блок местной автоматики;

ЖКИ – жидкокристаллический индикатор;

СТК – станционный контроллер сети;

СК – сухие контакты;

ТС – телесигнализация;

ЦНС – центробежный насос секционный;

СВУ – счетчик воды вихревой ультразвуковой;

ТК – терминальный контроллер;

КИП – контрольно измерительные приборы;

РУ – радиоустановка;

Данная тема является актуальной, так как основным, наиболее распространенным и эффективным методом поддержания пластовых давлений является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее собой закачку в пласт воды через специальные нагнетательные скважины. Для этого используются КНС. В связи с этим представляет большой интерес изучение технологических процессов, автоматизированной системы контроля и управления и КТС данного объекта.

Работа состоит из шести частей. Технологическая часть содержит в себе подробное описание технологического процесса  с указанием производственных объектов автоматизации технологического комплекса. В технической части указаны цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации каждого уровня автоматизированной системы контроля и управления, состав комплекса технических средств АСУ ТП; описано прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУ ТП, созданное с помощью SCADA-системы Телескоп +; приведены примеры видеокадров мнемосхем на АРМ оператора. В экспериментальной части найдена передаточная функция объекта по кривой разгона методом площадей. В расчетной части найдены оптимальные настройки регулятора и построены графики переходных процессов. В проектной части создан проект АСУ ТП с использованием программы GENESIS32 и описаны основные этапы создания. Так же курсовой проект содержит графическую часть с чертежом общей функциональной схемы автоматизации, функциональную схему автоматизации одного насосного агрегата и структурную схему подключения комплекса технических средств.  

2. Введение

Основным, наиболее распространенным и эффективным методом поддержания пластовых давлений является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее собой закачку в пласт воды через специальные нагнетательные скважины. Находящиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри контура – между эксплуатационными скважинами. Применение заводнения позволило повысить нефтеотдачу пластов при разбуривании залежей по значительно более редким сеткам, сократить сроки отборов основных запасов, продлить фонтанный период эксплуатации, обеспечить высокие дебиты скважин при механизированном способе эксплуатации и повысить эффективность регулирования процесса разработки.

Кустовые насосные станции являются основным технологическим объектом системы заводнения. Каждая КНС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлена распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением, помещений распределительного устройства 6 кВ и обслуживающего персонала, аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами, открытой подстанции 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС. Как правило, в соответствие с подачей насосов 0,05 м³/с и средней приемистостью скважин 0,01 м³/с один насос обслуживает до восьми скважин. Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно скважина представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт.

Требования к автоматизации и телемеханизации системы ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностям устройств и функционирования объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести прежде всего то, что водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребности нефтеотдачи и пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной работы объектов системы, перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости скважин, режим работы системы зависит от качества исходной воды и в то же время технологический процесс очистки воды сравнительно сложен, технологические объекты системы ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев находятся на больших расстояниях от основных нефтепромысловых и населенных пунктов, все объекты ППД взаимосвязаны через перекачиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного центра.

На основе анализа требований к объектам системы ППД и условий их эксплуатации, а так же в соответствии с Основными положениями по обустройству и автоматизации объектов нефтедобывающей промышленности предусматривается автоматизация кустовых насосных станций.

Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную их работу, при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами и управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт об исполнении команд, аварийных ситуациях и передаче измерительной информации. Схемой автоматизации должна быть предусмотрена возможность перехода с дистанционного на местное управление.

3. Технологическая часть.

Сточная вода от ДНС с УПС при ГЗУ-9с поступает на прием двух насосов типа ЦНС 180-1422 и ЦНС 63-1400 (один резервный). На приеме насосов установлен расходомер типа «СВУ» для учета общего количества перекачиваемой сточной воды. Выкид с насоса направлен на прием блочной гребенки по сточной воде – 8 усов; пресная вода от ДНС-10с подается на прием блочной гребенки по пресной воде – 5 усов с последующей закачкой в пласт для поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах. Предусмотрена закачка пластовой воды в три поглотительные скважины, гребенка для этих скважин расположена в помещении дренажной насосной. Для закачки пластовой воды в пласт предусмотрена высоконапорная система. Нагнетательный трубопровод установлен на опоры с закреплением хомутами. Фланцевые соединения нагнетательного трубопровода заключены в кожух из листов стали δ = 1 мм. Сам нагнетательный трубопровод заключен в кожух из трубы Ду150. Трубопроводы пресной воды – утеплены. На случай остановки скважин, излив из скважин предусмотрен в канализационную ёмкость V = 100 м³.

Для откачки жидкости из канализационной ёмкости предусмотрена дренажная насосная, где установлен один насос ЦНС60×330 (по технологии ЦППД достаточен один насос – небольшое количество стоков). Выкид с насоса направлен на прием основных насосов КНС – ЦНС.

Работа КНС осуществляется в автоматическом режиме, поэтому не требует постоянного присутствия обслуживающего персонала.

Предусмотрен контроль расхода закачиваемой БГ сточной воды по 8-ми усам и пресной воды по 5-ти усам счетчиками типа ДРС 50,ДРС 25. А также предусмотрен контроль давления сточной и пресной воды поступающей на прием БГ (датчиками давления типа МИДА-ДИ-13П), контроль температуры внутри блоков БГ (термометрами сопротивления типа ТМУ-1187) и несанкционированный доступ в щитовую (концевой выключатель).

Вторичные приборы контроля за работой БГ устанавливаются в шкафу щитовой при БГ.

В щитовой размещен и шкаф с терминальным контроллером (ТК 1616м²) позволяющий передавать сведения о контролируемых параметрах блока на основной существующий в РУ комплект системы телемеханики и далее посредством радиомачты с антенной на пульт диспетчера ЦППД.

Кабели к приборам контроля внутри блока БГ прокладываются частично в коробе, частично в трубах, а от БГ до РУ по кабельной эстакаде.

Дополнительно предусмотрен контроль расхода жидкости закачиваемой каждым насосным агрегатом с передачей показаний на диспетчерский пункт ЦППД. Контрольные кабели от датчиков контроля до ПМУ и шкафов КИП насосной прокладываются частично в металлорукавах, частично в водогазопроводных трубах и частично в коробах (по полкам), по стенам.

Предусмотрен контроль наполнения канализационной емкости датчиком уровня типа ДУЖ-1М-02.Кабели по территории КНС прокладываются по кабельной эстакаде.

Сведения о контролируемых параметрах КНС по существующей системе телемеханики типа «Прорыв» РУ подстанции при БКНС-9с передаются на диспетчерский пункт ЦППД.

Предусмотрен монтаж комплекса технических средств автоматизированного управления насосным агрегатом КНС – КТС «КНС» на базе микропроцессорных контроллеров в комплекте с пультом местного управления (ПМУ), блоком местной автоматики (БМА) и комплектом первичных преобразователей технологических параметров работы насосных агрегатов. Система КТС «КНС» смонтирована на насосном агрегате ЦНС 180×1422. Посредством системы КТС «КНС» работа насосных агрегатов КНС осуществляется в автоматическом режиме с контролем:

а) давлений на приеме и выкиде основных насосов;

б) давлений масла в системах смазки подшипников насосов и электродвигателей (система смазки раздельная для насосов и электродвигателей, и объединенная для каждой пары насосов и электродвигателей);

в) температуры подшипников насосных агрегатов, статора электродвигателя, линии разгрузки;

г) вибрации установки;

д) утечек жидкости через уплотнения вала;

е) состояния электрозадвижки на выкиде каждого из насосных агрегатов;

ж) проток масла к подшипникам двигателя насоса;

з) осевое смещение вала агрегата;

и) несанкционированный доступ в пульт.

КТС «КНС» обеспечивает пуск и остановку насосных агрегатов в режиме местного, ручного управления и дистанционного с диспетчерского пункта ЦППД; контроль состояния узлов насосного агрегата и включение по заданному алгоритму; контроль и защиту работающих насосных агрегатов путем отключения агрегата при несоответствии контролируемого параметра; отключение по заданному алгоритму; передачу информации о контролируемых параметрах и состоянии агрегатов на диспетчерский пункт.

Таблица 1

Состав технологического оборудования

4. Техническая часть

4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления

На Рис. 1 представлена обобщенная структура АСУТП НГДУ «Лениногорскнефть»

Рис. 1 Иерархия структуры АСУ ТП НГДУ «Лениногорскнефть»

Нижний уровень – это уровень управления технологическими объектами ППД. Его назначение:

- сбор данных о состоянии оборудования;

- контроль и управление оборудованием;

- выполнение команд вышестоящего уровня;

Средний уровень – цеховой. Его назначение:

- оперативное отображение ситуации на технологических объектах КНС;

- визуализация ситуации на объектах выделением на экран в реальном масштабе времени текущих значений аналоговых параметров;

- построение графиков изменения параметров для оперативного анализа;

- сопоставление текущих значений параметров с уставками;

- ведение протокола технологических событий и аварий;

-  ведение протокола системных событий и аварий;

- вывод на печать необходимых сводок;

- выполнение команд управления по  включению/выключению насосных агрегатов.

На верхнем уровне решаются вопросы управления финансовой, хозяйственной, административной деятельностью предприятия.

4.2. Задачи решаемые системой ППД

1. Централизованный контроль и измерение технологических параметров;

2. Косвенное измерение (вычисление) параметров ТП ППД расхода жидкости на общем коллекторе, по водоводам, технико-экономических показателей;

3. Согласованное управление насосными агрегатами находящимися на одном коллекторе;

4. Удаленное управление объектами ППД. Формирование выдачи данных оперативным персоналом;

5. Подготовка и передача информации в смежные и вышестоящие системы управления.

4.3. Состав комплекса технических средств АСУ ТП

Основой КТС КНС-9с является КТС «Канал», предназначеный для управления насосным агрегатом на основе насосов серии ЦНС 180, ЦНС 63, и его отдельными устройствами  и обеспечивает:

Местное (ручное и автоматическое) и дистанционное управление насосным агрегатом.

При местном управлении обеспечивает:

открытие, закрытие, останов задвижки на выкиде;

пуск, останов маслонасосов;

пуск, останов агрегата;

отображение состояния насосного агрегата;

прием информации, приходящей с датчиков насосного агрегата;

обработку данной информации по заданному алгоритму;

выдачу текущих параметров, причин аварии насосного агрегата на ЖКИ дисплей и в информационную сеть;

аварии отображаются по составным узлам насосного агрегата яркими красными светодиодами.

КТС «Канал» может работать как автономно, так и совместно с системами телеметрии.

Интерфейс с верхним уровнем:

КТС «Канал» обеспечивает обмен информацией по интерфейсу RS-485 по протоколу MODBUS;

скорость обмена 9600 бод.

 КТС «Канал» обеспечивает следующие функции.

1. Состояние агрегата и его составных частей оценивается по значениям физических параметров, а не по целям контроля срабатывания пускателей.

2.  Индикация текущих параметров, предупредительных и аварийных сообщений на алфавитно-цифровом ЖКИ дисплее. Дополнительная индикация о состоянии агрегата и его составных механизмах одиночными светодиодами.

3. Просмотр и задание аварийных и технологических установок на каждый аналоговый параметр насосного агрегата.

4.  Просмотр и модификация текущего времени (сек, мин, число, месяц, год).

5. Автоматическое тестирование исправности ПМУ после подачи питания путем выполнения тестовых программ и индикации конкретной неисправности пульта.

6. Хранение, индикацию и просмотр истории событий. Время сохранения событий до 10 лет. Количество записей в истории – 400.

7. Измерение технологических параметров насосного агрегата происходит в зависимости от выбора датчика в пульте.

Устройство КТС «Канал».

КТС канал функционально разбит на два устройства, обслуживающих один насосный агрегат:

1 – ПМУ (пульт местного управления), устанавливают вблизи насосного агрегата;

2   –   БМА (блок местной автоматики), устанавливают в ЩСУ.

В ПМУ входит основной процессорный блок, куда приходит почти вся основная информация и который меньше подвержен электрическим переходным процессам. Команды на блок БМА поступают только с соответствующего ему ПМУ. Блок БМА выполняет команды:

открыть задвижку;

остановить задвижку;

закрыть задвижку;

пуск маслонасос №1 и №2;

стоп маслонасосы №1 и №2;

пуск агрегат;

стоп агрегат;

включить сирену;

выключить сирену

Блок БМА контролирует срабатывание пускателей:

привода пуска агрегата;

маслонасосов;

задвижки.

Выходные устройства блока БМА выполнены без применения электромеханических устройств – реле, выполнены на основе твердотельных реле. Питание пульта ПМУ осуществляется из блока БМА напряжением  (+24_-7⁺⁶) В. Между собой все блоки связаны кабелем связи по интерфейсу  RS-485, образуя локальную сеть. В одной сети может объединяться пять ПМУ и пять БМА, то есть данная сеть может обслуживать одновременное подключение пяти КТС «Канал». Для выдачи информации на внешний транспортный уровень служит шлюз – СТК (станционный контроллер сети), плата MODBUS. Шлюз СТК преобразует информацию локальной сети в протокол MODBUS RTU. Шлюз СТК может быть расположен в любом блоке БМА. Для того, чтобы хотя бы при одном включенном блоке БМА была связь по протоколу MODBUS RTU с внешним транспортным уровнем, необходимо наличие питания на плате СТК. Данный выход позволяет объединять все блоки БМА по монтажному ИЛИ.

Кроме стандартного протокола MODBUS RTU система имеет два гальванических развязных выхода – сухие контакты (СК), расположенных на плате контроллера БМА.

Описание работы датчиков

Датчик расхода ДРС-50,25

Счетчик воды вихревой ультразвуковой СВУ предназначен для измерения объема воды, закачиваемой в нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.

Счетчики данного типа эксплуатируются на кустах нагнетательных скважин, КНС и на отдельных скважинах.

Датчик ДРС предназначен для преобразования объема жидкости в выходной сигнал, представленный числом электрических импульсов с ценой импульса 0,001 м³, и может работать как в комплекте с блоком БПИ, так и отдельно от него в составе информационно-измерительных систем.

Датчики ДРС могут устанавливаться в насосных блоках, кустовых насосных станциях, в блоках водораспределительных гребенок и на отдельных скважинах.

Датчик расхода может устанавливаться в помещениях или на открытом воздухе (под навесом) и эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха от минус 45 до плюс 50ºС и относительной влажности воздуха до 95% при температуре 35ºС.

Датчик расхода сохраняет работоспособность после замерзания и последующего оттаивания рабочей жидкости в проточной части датчика расхода, а также при образовании наледи или отложений осадков на проточной части датчика расхода толщиной не более 1 мм.

Датчик давления МИДА-ДИ-13П

Датчик предназначен для непрерывного преобразования избыточного давления жидкостей и газов, в унифицированный электрический сигнал постоянного тока. Применяются в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами в нефтегазовой промышленности и перерабатывающей отраслях, энергетической отрасли, в энергосбережении. Предел измерения от 0,01 до 160 МПа. Предел допустимой погрешности от 0,15 до 0,5 % от диапазона измерения выходного сигнала. Электрическое подключение датчиков осуществляется 2-проводной линией связи для датчиков с выходным сигналом (4-20) мА.

Датчик уровня ДУЖ-1М-02

Действие прибора основано на преобразовании измерения уровня жидкости в угловое перемещение магнита, встроенного в поплавок, и передаче этого перемещения для управления контактным устройством датчиков с электрическим выходным сигналом. Датчик рассчитан на эксплуатацию во взрывоопасных установках всех классов, где по условиям работы могут возникнуть газо- и паровоздушные смеси категорий 1, 2, 3 и групп А, Б, Г, согласно классификации ПУЭ. Они рассчитаны на контроль уровня жидких сред, температура которых находится в пределах от – 50 до + 50ºС. В этих же пределах должна быть и температура окружающего воздуха при относительной влажности до 95%. Приборы не устанавливаются в емкостях, заполняемых жидкостями, выпадающими в осадок, кристаллизующимися, либо содержащими взвеси ферромагнитных частиц, либо агрессивных к материалу поплавка.

Поплавок датчика может как встраиваться в резервуар, так и монтироваться вне его в специальной камере.

Датчик температуры ТМУ-1187

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 загазованности СТМ-10

Сигнализатор СТМ-10общетехнического применения предназначен для непрерывного контроля довзрывоопасных  концентраций в воздухе помещений, открытых пространств горючих газов, паров и их смесей.

Сигнализатор является автоматическим стационарным прибором, состоящим из блока сигнализации и питания и выносного датчика или блока датчика.

Датчик и блок датчика могут эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений всех классов и наружных установок, согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) и другим документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях.

    Датчик и блок датчиков сигнализаторов должны устанавливаться в        контролируемых точках.

Принцип действия сигнализатора – термохимический, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала в модуле МИП и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации. Сигнализатор состоит из датчика или блока датчика и блока сигнализации и питании, состоящего из МИП, МПОП.

Измерительный преобразователь, используя тепловой эффект каталитического окисления горючих газов и паров, формирует электрический сигнал (Uc), пропорциональный их концентрации (С) с разными коэффициентами пропорциональности (Кп) для различных веществ: Uс=Кп*С. В случае контроля совокупности компонентов это приводит к погрешности, представленной в виде диапазона сигнальных концентраций.

4.4. SCADA ТЕЛЕСКОП+  “НПФ ПРОРЫВ”

Оборудование “НПФ ПРОРЫВ” позволяет:

   -  контролировать      состояние      объектов; 

   -  организовывать автоматическое локальное управление объектами ППД;

   -   блокировать работу оборудования  в аварийных ситуациях;

   -   дистанционно  управлять  оборудованием;

   -  осуществлять визуальное наблюдение за объектами нефтедобычи;

Система Телескоп Плюс представляет собой иерархическую многоуровневую систему измерения, управления, автоматики и защиты объектов.

Нижний уровень системы (Рис. 2) содержит терминальные контроллеры и периферийное оборудование, обслуживающее датчики. В качестве  верхнего уровня (Рис. 3) может выступать конкретный ЦППД, использующий базу данных сбора информации (сервер SQL, Oracle и др.). Сама база данных при этом является результатом слияния отдельных баз сбора информации, поступающих с удаленных баз.

В ЦППД имеется возможность,  просматривать полную информацию по объектам ППД, получать данные по отдельно взятому датчику системы, управлять работой конкретных объектов автоматизации.

Рис. 2 Архитектура нижнего уровня SCADA системы

Рис. 3 Архитектура верхнего уровня SCADA системы

Новая линия терминальных контроллеров, работающих под ОС Linux, позволяет использовать высокоскоростные радиоканалы связи для организации быстрого съема информации с интеллектуальных устройств защиты SEPAM, MUPASZ и стандартных датчиков объектов, управлять технологическим оборудованием с минимальным временем задержки, обеспечивать видеонаблюдение за объектами, организовывать сложную логику работы оборудования в зависимости от набора состояний датчиков с использованием программного обеспечения ISAGRAF.

Входящие в состав системы средства диагностики и контроля работы оборудования позволяют оперативно провести пусконаладочные и ремонтные работы оборудования, осуществить съем данных с датчиков, и перенести снятые данные в БД системы до организации или восстановления работоспособности канала связи.

Система Телескоп Плюс позволяет: 

1. контролировать состояние объектов блокировать работу оборудования в аварийных ситуациях;

2. дистанционно управлять оборудованием;

3. осуществлять визуальное наблюдение за объектами;

4. организовывать автоматическое локальное управление объектами;

Каналы связи 

Обмен информацией между центром управления и ТК может осуществляться:

 -   по проводной линии связи

 -   по FM радиоканалу

 -   по скоростному радиоканалу

 -   по спутниковому каналу

 -   по вычислительной сети предприятия

АРМ диспетчера

Обзор оператором технологического процесса осу­ществляется посредством набора иерархически постро­енных информационных изображений, появляющихся на дисплеях станции системы

На рисунках 4, 5 показаны окна визуализации где отображаются все объекты относящиеся к данному предприятию.

Рис. 4 Окно визуализации

Рис. 5 Окно визуализации

На рисунках 6, 7 показаны примеры видеокадров мнемосхем одного насосногоагрегата.

Рис. 6 Мнемосхема одного насосного агрегата. Состояние «Включен»

Рис. 8 Мнемосхема одного насосного агрегата. Состояние «Выключен»

4.5.         Объем автоматизации технологического объекта

Таблица 2

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.

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 можно 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.

5.2. Определение передаточной функции объекта по кривой разгона методом площадей.

      Для нахождения передаточной функции объекта по промежуточному и основному каналам воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде.   Найдем передаточную функцию объекта. Регулируемая величина давление на выходе насосного агрегата Р_вых   в результате приложенного к объекту возмущения DQвх (изменение  расхода) при t®∞ стремится к конечному значению D Р_вых отличному от нуля.

.

Рис. 9 Входное воздействие

Рис. 10 Выходная величина

1.          Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 0.2 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция Хвыхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.
2. Заполним таблицу 1. Для этого находим значения DХ_вых в конце каждого интервала Dt.

,    где DХ_вых (∞)= 7

Таблица3

1. Таким образом, функция приведена к безразмерному виду.

Определим площади F₁, F₂, F₃ для нахождения неизвестных коэффициентов.

1. F1≈∆t{∑[1 – σ(i∆t)] – 0,5[1 – σ(0)]}=0,6
2. Перестраиваем функцию   в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную q).
3.  

Таблица 4