СКАЧАТЬ:  kursovaya-tsaa.zip [859,71 Kb] (cкачиваний: 57)

 Оглавление

Введение 3

Теоретическая часть 5

1. Назначение   и принцип действия. 5

2. Технические характеристики_ 7

3. Состав изделия_ 8

4. Требования по монтажу системы на объекте 10

5. Работа с программой измерения под Windows 95_ 13

6. Работа с программой «Диагностика»_ 16

7. Работа с программой «диагностика»(для отстойников) 21

Расчетная часть 23

1. Теоретическая часть_ 23

2. Расчет основных характеристик соленоидного преобразователя_ 27

Заключение 31

Список использованной литературы_ 32

Приложение 1_ 33

Приложение 2_ 33

Приложение 2_ 34

Приложение 3_ 35

Введение

Технические средства для автоматизации управления технологическими процессами выполняют следующие функции: сбор и преобразование информации (без изменения ее содержания) о состоянии процесса; передача информации по каналам связи (перемещение в пространстве); преобразование, хранение и обработка информации, формирование команд управления (перемещение информации во времени с изменением ее содержания); использование и представление командной информации для воздействия на процесс и связи с оператором АСУ ТП.

Все промышленные средства автоматизации технологических процессов объединяют в перечисленные функциональные группы, образуемые по характеру преобразования информации в системах управления. В свою очередь, средства функциональных групп дополнительно классифицируются по признаку отношения к системе и образуют: средства на входе системы (датчики); средства на выходе (выходные преобразователи, средства вывода информации и команд управления процессом); внутрисистемные технические средства (средства промежуточного преобразования информации, обеспечивающие взаимосвязь между устройствами с различными сигналами, различными «машинными языками», средства передачи, фиксации и обработки информации).[3], с.5

На нефтяных промыслах, нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах ряд технологических процессов связан с отстоем жидкости в емкостях открытого и закрытого (герметичного) типов. Контроль хода технологического процесса в этих емкостях предполагает необходимость измерения уровня жидкости и уровня раздела фаз.

Резервуары представляют собой весьма многочисленную группу технологических объектов, которые являются принадлежностью нефтяных промыслов, резервуарных парков, раздаточных и перевалочных баз, нефтехимических и химических предприятий. Во всех случаях в резервуарных парках выполняются две основные задачи — учет и хранение жидкости. Учет нефти и нефтепродуктов представляет собой измерение их объема или массы. Измерение массы в резервуарах может быть выполнено измерением уровня нефти и нефтепродуктов и плотности их с последующим вычислением массы.[4], с.161

Измерение уровня жидкости в резервуарах и емкостях — наиболее массовая и трудоемкая работа. В настоящей работе рассматривается  прибор для измерения межфазных границ CELTEK. Данный прибор позволяет определять положение границ раздела сред и автоматически идентифицировать среду (газ-нефть-эмульсия-вода) в резервуарах и технологических аппаратах.

Теоретическая часть

1. Назначение   и принцип действия. 

Предлагаемая система представляет собой совместную разработку центра НИЦМИ (Россия) и компании CELTEK (Канада). При этом используются аппаратные средства однофазного измерителя уровня LM7000 компании CELTEK и программно-технические средства, совмещенные с LM7000 центра НИЦМИ, обеспечивающие измерение межфазных границ многокомпонентного продукта.

Данная система позволяет определять положение границ раздела сред и автоматически идентифицировать среду (газ-нефть-эмульсия-вода) в резервуарах и технологических аппаратах (отстойниках, сепараторах и т.п.)

В сложных технологических режимах, например, при возникновении «слоеных пирогов» из нефти, эмульсии и воды в резервуарах или технологических аппаратах, система позволяет осуществить режим диагностики, с помощью которого можно наблюдать все границы разделов сред и непосредственно идентифицировать среды на границах раздела, а также определять качество отстоя нефти в резервуаре или технологическом аппарате.

Функционирование системы основано на свойствах электромагнитных волн в средах с различной диэлектрической проницаемостью. Чувствительные элементы датчиков выполнены в виде двух параллельных проводников, помещаемых вертикально внутрь резервуара или технологического аппарата. Электромагнитный сигнал с датчика отражается от границ раздела вследствие резкого изменения волнового сопротивления проводников. Гармонический анализ отраженных сигналов позволяет определить уровни границ раздела различных компонентов продукта, а специальный идентификационный алгоритм определяет среды на границах раздела, выраженность этих границ и качество отстоя нефти.

Система предназначена для использования на объектах нефтяной и нефтехимической промышленности.

2. Технические характеристики

3. Состав изделия 

1.   Блок LM607002 Базовая плата с блоком питания. Данная плата является базовой, на которой устанавливаются все прочие блоки системы, формирует питающие напряжения +5, +12, -12В. На этой плате расположен индикатор неисправности системы.

2.   Блок LM607001 Процессор с математическим сопроцессором. Данный блок обеспечивает управление функционированием системы и содержит процессор RAM, NVRAM и EPROM, обеспечивает связь с персональным компьютером через последовательный порт RS232. 

3.   Блок LM607017 Излучатель и приемник электромагнитного сигнала. Данный блок связывает центральный блок с датчиками и генерирует высокочастотные колебания в диапазоне от 10 до 150 МГц с шагом 1 МГц и прием детектированного отраженного сигнала с датчиков и его преобразование в цифровой код. 

4.   Блок LM607003 Цифровой дисплей с клавиатурой.  Данный блок осуществляет отображение информации об уровнях взлива в резервуарах и обеспечивает режимы тестирования и диагностики работоспособности блоков и узлов системы. 

5.   Блок LM607004(5) 4-х и 8-ми канальные расширители. Обеспечивают подключение к одному центральному блоку до 64 датчиков. 

6.   Блок LM606450 Искробезопасные барьеры. Данные блоки содержат искрогасящие цепи, располагаются между центральным блоком и датчиками и содержат 1 высокочастную и 3 низкочастотные линии на каждый канал. 

7.   Блок LM607009 Сигнализаторы предельных значений. Данные блоки имеют независимые блоки питания и осуществляют выдачу сигналов превышения предельных значений замыканием (размыканием) сухих контактов. 

8.   Блок LM607020 Платы токовых выходов. 4-х и 8-ми канальные платы обеспечивают выдачу токовых сигналов 4-20 мА пропорционально уровню взлива в резервуарах. 

9.   Пластиковые корпуса пылевлагонепроницаемые, категория защиты 65 типа RITTAL или HOFFMAN. Данные корпуса совместно с термостатом/нагревателем используются при установке центрального блока вне помещений.

10. RS232 линейный экстендер используется если расстояние между центральным блоком и компьютером превышает 50 метров. 

11. Модем предназначен для соединения центрального блока и компьютера через телефонную линию. 

12. Программное обеспечение многоуровневых измерений предназначено для обработки отраженных сигналов и определения границ раздела сред и автоматическую идентификацию последних. 

4. Требования по монтажу системы на объекте 

1.   Монтаж датчиков. (Чертеж датчика, Приложение 1). Датчик устанавливается в верхней части резервуара или технологического аппарата. Чувствительный элемент датчика, выполненный в виде двух параллельных проводников, помещается внутрь резервуара или технологического аппарата на всю эффективную длину измерения. На концевик чувствительного элемента подвешивается груз весом 2-5 кГ. Длина чувствительного элемента устанавливается заказчиком при проектировании оборудования на объекте. Следует отметить, что расстояние между концевиком датчика и дном резервуара является мертвой зоной, поэтому длина чувствительного элемента должна быть выбрана так, чтобы это расстояние было минимальным. Датчик крепится в верхней части емкости на фланце ДУ100х16. Если данный резервуар или технологический аппарат не имеет соответствующего посадочного места, то датчик крепится на смотровых люках, к которым приваривается патрубок с фланцем. Внутренний диаметр патрубка должен быть не менее 150мм при высоте патрубка не более 300мм и не менее 250мм при высоте патрубка до 700мм. Высота патрубка должна быть минимальна. Установка патрубков высотой более 700мм не рекомендуется. Данные ограничения обусловлены тем, что близкорасположенный металл уменьшает энергию излучаемого сигнала и тем самым ухудшает чувствительность датчика к слабовыраженным границам раздела сред. Кроме того, пространство на выходе чувствительного элемента из патрубка также является местом изменения волнового сопротивления датчика, что приводит к многочисленным отражениям сигналов на этом участке и, соответственно, дополнительному зашумлению результирующего отраженного сигнала. Внутренняя часть патрубка должна быть защищена от коррозии. При выборе места расположения датчика следует обратить внимание на то, чтобы чувствительный элемент датчика находился на расстоянии не менее 0.5 метра от внутренних металлических конструкций резервуара или технологического аппарата. Близкорасположенные металлические конструкции могут создавать ложные отражения сигнала, что ошибочно может быть принято за границу раздела сред. Следует учесть, что при интенсивной выгрузке или загрузке резервуара чувствительный элемент потоком жидкости может быть притянут к входному или выходному маточнику резервуара, поэтому датчик желательно устанавливать по возможности дальше от входных и выходных коллекторов. При монтаже датчиков на технологических аппаратах для предотвращения сильных перемещений чувствительного элемента датчика  внутри аппарата целесообразно предусмотреть гнездо для груза датчика. Высота гнезда должна быть не больше верхней границы груза. Чувствительный элемент датчика не должен входить в гнездо. Датчик может выдерживать давление до 20 МПа. Внутри корпуса датчика находится электронный блок детектора отраженных сигналов, поэтому кабельный ввод в датчик должен быть тщательно загеметизирован во избежании образования конденсата внутри  датчика.

2.   Монтаж центрального блока. К каждому центральному блоку системы может быть подключено до 64 датчиков. Однако существует ограничение. Максимальное расстояние от датчика до центрального блока должно быть не более 120 метров. Большое расстояние между датчиком и центральным боком приводит к затуханию высокочастотного сигнала в кабеле и снижает эффективность работы оборудования, особенно на резервуарах со сложными технологическими режимами. По этой причине центральный блок необходимо располагать в максимально близости от резервуаров или технологических аппаратов.  Для работы в зимних условиях центральный блок помещается в термостатируемый пылевлагонепроницаемый пластиковый корпус, входящий в комплект поставки. Во избежании механических повреждений пластикового корпуса на обваловках последний желательно помещать в защитные металлические шкафы. Схема внешних соединений приведена на чертеже в Приложении 2. Центральный блок соединяется с датчиками посредством двух кабелей высокочастотного RG58U/C и BELDEN 8303 с тремя витыми парами. Данные кабеля входят в комплект поставки. Обозначения кабелей приведены в Приложении 3. При проектировании желательно проводить кабельные линии между центральным блоком и датчиками на растяжках для минимизации расстояний. При работе персоналу в большинстве случаев не требуется непосредственно работать с центральным блоком, все результаты измерений, тарировка и тестирование системы будет осуществляться с компьютера, который следует располагать в операторных и который связан с центральным блоком по последовательному RS232 порту. Если расстояние между центральным блоком и компьютером больше 50 метров, то при специфицировании системы следует включать RS232 линейный экстендер. Центральный блок должен запитываться напряжением 220 В 50 Гц. Для защиты от импульсных помех по сети, питающее напряжение следует подключать через трансфильтр типа ТФ-500 при наличии термостата 400вт., трансфильтр ТФ-1000 при наличии термостата 800вт. При его отсутствии можно использовать разделительный трансформатор 220Вх220В мощностью 500 Вт. Компьютер и центральный блок должны быть обязательно заземлены. [1], с. 3

5. Работа с программой измерения под Windows 95 

Программа под Windows95 состоит из двух модулей. Первый модуль выполняет непрерывный сбор сигналов с датчиков (находится в пассивном окне). Если к компьютеру подсоединено несколько систем, то данный модуль содержит соответсвующее количество программ сбора сигналов с датчиков. Второй модуль выполняет обработку сигналов и вывод результатов измерений (находится в активном окне).

В автоматическом режиме запуск программы измерения осуществляется после включения или перезагрузки компьютера.

После опроса датчиков на экран монитора компьютера появится изображение, аналогичное приведенному на рис.1 для резервуаров, или рис.2 для технологических аппаратов. Данное изображение является результатом измерения и представляет собой графическое изображение резервуаров, подключенных к данной системе. Многокомпонентный продукт, содержащийся в резервуаре, разделен цветом, где черным обозначена сухая нефть, коричневым - эмульсия, голубым - вода. Непосредственно под изображением резервуаров приведены численные значения уровней взлива (граница газ/нефть), уровней межфазы (граница нефть/эмульсия), уровней воды (граница эмульсия/вода), а также количество сухой нефти в каждом резервуаре (в тоннах) и суммарный объем нефти во всех резервуарах.

Рис.1

Рис.2

Основное меню программы обработки результатов измерений содержит пункты: «Файл», «Диагностика», «Графика», «Настройки», «Окна», назначение которых будет пояснено далее.

Для корректного выхода из программы необходимо:

1. Активизировать программу (или программы – если работают несколько сиситем) сбора сигналов с датчиков и, нажав с помощью мыши на крестик в правом верхнем углу, закрыть ее.
2. Дождаться пока не будут обработаны все результаты измерений, находящиеся в буфере, при этом номера резервуаров должны стать черного цвета (красным цветом обозначены номера резервуаров, по которым идет обработка в данный момент).
3. Закрыть программу обработки и вывода результатов измерений, выбрав пункт меню Файл/Выход или нажав с помощью мыши крестик в правом верхнем углу.

Вновь запустить программу можно либо перезагрузив компьютер, либо последовательно запустив в меню Пуск/Программы/Автозагрузка 1)модуль сбора сигналов с датчиков и 2)модуль обработки и вывода результатов.

При работе с программой измерения в меню Настройки/Конфигурация предусмотрена возможность изменения параметров конфигурации резервуаров: плотности нефти, верней и нижней границ сигнализации, уровня слива нефти и воды, учета массы нефти данного резервуара в общей массе нефти. Для изменения какого-либо из параметров необходимо в соответствующем поле ввести новое значение параметра. Кроме того, в Настройки/Цвета имеется возможность изменения цвета изображения нефти, эмульсии, воды, мертвой зоны и фона. Отключение звукового сигнала, срабатываемого при превышении (понижении) заданного значения верхней (нижней) границы, осуществляется в Настройки/Отключить звук. При этом на экране остается визуальная сигнализация (надпись «Уровень» над соответствующим резервуаром). [1], с. 14

6. Работа с программой «Диагностика» 

Программа диагностики предназначена для наблюдения отраженных сигналов от всех границ раздела сред и получения более полной информации о подготовленности нефтяной эмульсии и определения качества отстоя нефти в резервуарах или технологических аппаратах, а также при возникновении сомнений в правильности идентификации сред программой измерения в сложных технологических режимах или при нарушении последних.

Для запуска программы диагностики необходимо выйти в меню “Диагностика” и выбрать номер резурвуара. При этом сбор и обработка сигналов с датчиков не прерывается. В результате на экране монитора появится диаграмма отраженных сигналов эквивалентная приведенной на рис.3. Ось Х графика определяет уровень резервуара. Величина Х=4.39 в левом нижнем углу диаграммы означает уровень 4 метров 39 см от дна резервуара. Данная точка соответствует положению курсора. Перемещая курсор с помощью мыши или клавиатуры можно наблюдать импульсы отраженных сигналов на определенном уровне в резервуаре.

Рис.3

Ось Y определяет величины импульсов отраженный сигналов. Вся ось Х условно разбивается на 1024 точки. Значение i=471 соответствует точке положения курсора по оси Х. Следующие три числа соответствуют границам раздела сред  газ/нефть, нефть/эмульсия, эмульсия/вода определенных программой измерения. На рис. 4 граница раздела газ/нефть соответствует точке i=143, граница раздела нефть/эмульсия соответствует точке i=484, граница эмульсия/вода соответствует точке i=949. Совмещая положения курсора с указанными точками и фиксируя значения Х, Y в левом нижнем углу экрана можно получить уровни раздела сред в резервуаре, определенные программой измерения и амплитуды импульсов отраженных сигналов соответственно. Для диаграммы рис.4 уровень взлива будет находится на 9м 76см, уровень межфазы - на 4м 21см, уровень воды - на 70см.

Рис.4

Положительные импульсы на диаграмме соответствуют границе раздела сред, из среды с меньшей диэлектрической (или магнитной) проницаемостью в среду с большей диэлектрической (магнитной)  проницаемостью. Амплитуда импульса соответствует проценту отражения сигнала от данной границы и свидетельствует о выраженности данной границы или качестве отстоя. Отрицательные импульсы свидетельствуют об обратном переходе из среды с большей диэлектрической (магнитной) проницаемостью в среду с меньшей диэлектрической (магнитной) проницаемостью.

Первый положительный импульс, имеющий амплитуду более 5% (y>0.05), соответствует уровню взлива в резервуаре. Все прочие импульсы, находящиеся слева от «взливного», которые можно наблюдать, имеющие амплитуду менее 5%, представляют собой импульсы, возникщие в результате отражений от налипаний продукта на чувствительный элемент датчика, и влияния фланцевых соединений, создающих многочисленные отражения в точке выхода чувствительного элемента из патрубка фланца. Если амплитуда отраженного сигнала находится в диапазоне от 5¸13 % - данная граница является границей газ/нефть. Большой диапазон амплитуд импульсов от границы газ/нефть объясняется различными энергетическими потерями сигнала, возникающими в результате разной длины и качества кабеля от датчика до центрального блока, разной конструкцией фланцевых соединений, наличия искробезопасных барьеров и т.п. Если амплитуда отраженного сигнала находится в диапазоне 13¸33% - данная граница является границей газ/эмульсия с тонким слоем нефти. Если амплитуда отраженного сигнала больше 33%, данная граница является границей разделения газ/жидкая эмульсия (или вода). Второй положительный импульс, имеющий амплитуду в диапазоне от 5 до 28%, является границей нефть/эмульсия. Если амплитуда второго импульса больше первого, это говорит о хорошем качестве отстоя и подготовленности нефти. Чем больше разница между вторым и первым импульсом, тем более сильно выражен переход из нефтяной в водяную фракцию. При равенстве первого и второго импульсов можно говорить об удовлетворительном отстое. Если первый импульс больше второго это означает плохое качество отстоя нефти в резервуаре. Третий положительный импульс с амплитудой в пределах от 1% до 5% соответствует границе раздела эмульсия/вода. Амплитуда отраженного импульса говорит о выраженности перехода из эмульсии в воду. Следует отметить, что слабое отражение на границе эмульсия/вода может быть обусловлено близостью свойств сред на границе раздела, например, грязная вода/чистая вода. В этом случае грязная вода интерпретируется программой как эмульсия.

На диаграмме рис.4 первый импульс находится в точке i=143 (9м 76см) и имеет амплитуду у=0.13, что соответствует границе газ/нефть. Второй импульс находится в точке i=484 (4м 21см) и имеет амплитуду у=0.24, что соответствует границе нефть/эмульсия. Следует отметить хорошее качество отстоя на границе нефть/эмульсия. Третий импульс находится в точке i=949 (70см) с амплитудой у=0.037, что соответствует границе эмульсия/вода. Граница эмульсия/вода выражена хорошо.

Для примера рассмотрим диаграмму изображенную на рис.5, возникшую в том же резервуаре через 8 часов. Первый  импульс находится в точке i=146 (9м.70см) и имеет амплитуду у=0.139 что соответствует границе газ/нефть. Второй импульс находится в точке i=493 (4м 06см) и имеет амплитуду у=0.239 что соответствует границе нефть/эмульсия. Качество отстоя  на границе нефть/эмульсия хорошее. Граница эмульсия/вода растянута в диапазоне от i=902 (56см) и i=968 (40см). Граница эмульсия/вода неплохо выражена но имеет слоености.

Рис. 5

Для выхода из программы диагностики следует щелкнуть мышкой на крестике в правом верхнем углу соответсвующего окна. [1], с. 16

7. Работа с программой «диагностика»(для отстойников) 

Диаграмма отраженных сигналов для отстойников (рис.6) имеет некоторые отличия от диаграммы для резервуаров. Отличительной частью является наличие отрицательного импульса, образованного от концевика датчика. Дополнительно к анализу отраженных сигналов, описанному в разделе 10, концевиковый импульс обеспечивает следующей дополнительной информацией для стандартных отстойников высотой 3м 40см:

1.   Если концевиковый импульс находится в точке i<330, это означает,что конец датчика находится в нефти.

2.   Если концевиковый импульс находится в точке 330<i<430, это означает, что конец датчика находится в нефтяной эмульсии.

3.   Если концевиковый импульс находится в точке 430<i<480, а амплитуда концевикового импульса больше 10%, это означает, что конец датчика находится также в нефтяной эмульсии.

4.   Если концевиковый импульс находится в точке 430<i<480, а амплитуда концевикового импульса больше 10%, это означает, что конец датчика находится  в эмульсии с большим содержанием воды (в грязной воде).

5.   Если концевиковый импульс находится в точке i>480, а амплитуда концевикового импульса больше 10%, это означает, что конец датчика находится также в эмульсии с большим содержанием воды (в грязной воде).

6.   Если концевиковый импульс находится в точке i>480, а амплитуда концевикового импульса меньше 10%,  это означает, что конец датчика находится в воде. [1], с. 20

Рис.6

Расчетная часть

1. Теоретическая часть 

Соленоидный преобразователь представляет собой катушку индуктивности, внутри которой перемещается цилиндрический ферромагнитный сердечник. Для измерения перемещения используется зависимость индуктивности катушки от перемещения сердечника. На рисунке 1 представлена расчетная схема для определения зависимости индуктивности от перемещения сердечника.

Рисунок 1 Расчетная схема

Для напряженности магнитного поля в точке А сердечника воспользуемся формулой (1)

,    (1)

где R – средний радиус витка, I – величина тока в витке, l – расстояние между центром витка и точкой на его оси, W – число витков катушки, p_k – половина длины катушки.

Среднее значение напряженности магнитного поля в объеме сердечника определяется зависимостью

 (2)

Так как магнитная проницаемость сердечника значительно превышает величину магнитной проницаемости воздуха , индуктивность катушки при внесении в ее поле сердечника увеличивается на величину

                         (3)

где  

 - относительная магнитная проницаемость сердечника;

r – радиус сердечника.

С учетом формулы (3) зависимость индуктивности от параметра m, зависящего от перемещения l, будет иметь вид:

,         (4)

где  L₀ – индуктивность катушки при отсутствии сердечника.

В формулу (4) следует подставлять величину относительной магнитной проницаемости с учетом размагничивания сердечника

,                                                                                      (5)

где  - относительная магнитная проницаемость материала сердечника.

Размагничивающий фактор N определяется по эмпирической формуле

,                                                         (6)

где l_k, l_c  - длина катушки и сердечника;

λ – относительная длина .

Формула (6) дает наилучшее приближение к экспериментальным данным при >>R и p_c>p_k. Погрешность расчета индуктивности не превышает 20% и обусловлена тем, что не учтена неоднородность магнитного поля в поперечном сечении и не учтено изменение магнитной проницаемости на различных участках стержня (т.е. =const).

Чувствительность соленоидного преобразователя к перемещению определяется по формуле

,     (7)

где .

Исследовав выражение (7) на экстремум, получим, что чувствительность соленоидного преобразователя максимальна при

,                                                                    (8)

и составляет

,                   (9)

Значение индуктивности при S_max 

,                                       (10)

В формуле (10) не учтено малое значение L₀ (∆L>>L₀).

Относительная максимальная чувствительность соленоидного преобразователя

,                       (11) 

При >>R и p_c>p_k  получим .

Для работы преобразователя целесообразно использовать участок характеристики, прилегающей к точке L_max, так как на этом участке характеристика имеет наибольшую линейность.

Уравнение линеаризующей прямой имеет вид

,                                                                               (12)

где  S₀ – принятая чувствительность преобразователя.

Абсолютная величина погрешности от нелинейности статической характеристики имеет вид

,                                               (13)

где L(m) – зависимость, рассчитываемая по формуле (4) при пренебрежении малой величиной L₀;  описывается выражением (12).

При выборе S₀ следует учитывать, что уменьшение S₀ приводит к увеличению диапазона измерения при одновременном увеличении погрешности от нелинейности. Расчеты показывают, что нецелесообразно принимать S₀<0.95S_max. [5], с.4

2. Расчет основных характеристик соленоидного преобразователя 

 Исходные данные.

Относительная чувствительность преобразователя  1/мм

сопротивление преобразователя переменному току Z=1-1,5 кОм

частота переменного тока f=3 кГц

допустимая погрешность от нелинейности  характеристики ∆l_H=2мкм

требуемый диапазон  измерения ∆l=1,5мм

провод для намотки катушки может иметь диаметр 0,05…0,2 мм

сердечник выполнен из феррита 2000НН

При эскизном проектировании выберем l_c=28, l_к =14, R=4 мм. Сердечник ферритовый из материала 2000НН с

После подстановки исходных данных в формулу (11), получим

т.е. 0,27>0,195, следовательно, обеспечивается требуемая чувствительность.

Определим требуемую индуктивность преобразователя, приняв добротность преобразователя Q=4 (т.к. сердечник выполнен из феррита), по формуле

,                                                                                             (14)

Выберем радиус сердечника r=1.4мм.

Произведем расчет числа витков по формуле:

,                                   (15)

Для расчета числа витков W необходимо определить  по формуле (5) и N по формуле (6).

Относительная длина λ=l_c/2r=28/2.8=10

Размагничивающий фактор N:

Относительная магнитная проницаемость:

Тогда можем найти число витков W:

Расчет на вместимость 96 витков в имеющиеся габариты катушки при диаметре провода 0,14 показывает, что данное число витков вмещается.

Построим функции по точкам, подставив в уравнения (4) и (12) фиксированные величины.

Тогда зависимость индуктивности от параметра m, зависящего от перемещения l, будет иметь вид:

Значение индуктивности при S_max:

Максимальная чувствительность

Полученное значений  S_max определяется для функции преобразования от l. Для подстановки в уравнение (12) необходимо определить чувствительность в функции от m.

Принимаем S₀=S_max и находим уравнение линеаризующей прямой

Результаты расчета соленоидного преобразователя

Как видно из построенной характеристики, график зависимости индуктивности катушки L от перемещения l максимально приближен к линеаризующей прямой  , следовательно, соленоидный преобразователь спроектирован верно.

Заключение 

В первой части моей курсовой работы описывается назначение, устройство и принцип действия измерителя межфазных границ CELTEK. Данная система позволяет определять положение границ раздела сред и автоматически идентифицировать среду в резервуарах и технологических аппаратах.

Принцип действия системы заключается в измерении интервала времени, необходимого электромагнитной волне для прохождения расстояния от датчика, расположенного на поверхности резервуара до границ раздела фаз многокомпонентной среды, от которых часть энергии электромагнитной волны отражается, и пересчете этого интервала в уровень среды. Пересчет производится путем последовательного вычитания измеренных расстояний до границ раздела из высоты резервуара.

В расчетной части мною был произведен расчет основных характеристик соленоидного преобразователя, представляющего собой катушку индуктивности, внутри которой перемещается цилиндрический ферромагнитный сердечник. В результате расчетов была построена линеаризованная характеристика соленоидного преобразователя перемещения.

Список использованной литературы

1. Прибор для измерения межфазных границ CELTEK. Руководство по эксплуатации. УНКР. 466514.011 РЭ, 2002г.

2. Г.И. Лапшенков, Л.М. Полоцкий «Автоматизация производственных процессов в химической промышленности», М., изд. «Химия», 1988г.

3. В.Д. Родионов, В.А. Терехов, В.Б. Яковлев «Технические средства АСУ ТП», М., изд. «Высшая школа», 1989г.

4. Р.Я. Исакович «Технологические измерения и приборы», М., изд. «Недра», 1979г.

5. Р.Ю. Мукаев, В.Х. Ясовеев «Эскизное проектирование индуктивных преобразователей: Методические указания», Уфимск. гос. авиац. техн. университет, Уфа, 1997г.

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3