СКАЧАТЬ:  kursovaya-upsv.zip [624,33 Kb] (cкачиваний: 359)

Курсовой проект

по курсу «Автоматизация технологических процессов и производств»

на тему: «Автоматизация установки подготовки сброса воды ТюмГНГУ»

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ…………………………………………………………………………… 4

ВВЕДЕНИЕ.....................................................................................…………………         5

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА       УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

1.1. Общая характеристика производства…………………………………. …6

1.2. Описание технологического процесса……………………………….…     7

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ…………. 15

3.ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ И РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ:                                     

3.1. Определение передаточной функции объекта по кривой разгона….…   19

3.2. Расчет и моделирование САР…………………………………………….   24

3.3. Программы расчета настроек регулятора и построение переходного

процесса САР……………………………………………………………. 26

ВЫВОДЫ……………………………………………………………………………40

ЛИТЕРАТУРА………………………………………………………………………41        

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:   схема автоматизации УПСВ

Реферат

Курсовой проект по дисциплине: "Автоматизация технологических процессов и производств" на тему  "Установка предварительного сброса воды ТюмГНГУ".

Ключевые слова, использующиеся в данном курсовом проекте:

ТНР – трубные наклонные разделители;

ЗД –  электроприводная задвижка;

Ф-1/2 – блок очистительных фильтров;

ГС –  газосепаратор;

НБ – многофазные насосы;

КР – краны с электроприводом;

АПВ – аппарат подготовки воды;

Н – шестеренчатые насосы;

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;

Актуальность данной работы неоспорима. Так как установка предварительного  сброса воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания продукции скважин без сепарации и перекачки ее в многофазном состоянии совместно с газом на центральную ДНС, а также подготовки пластовой воды для подачи ее в систему поддержки пластового давления (ППД).

Работа включает в себя технологическое описание установки предварительного сброса воды, модель автоматизированной работы рассматриваемого блока, описание автоматизации технических средств каждого уровня.

Курсовой проект содержит: расчётно-пояснительную записку (51 стр.), состоящую из введения, технологической, технической, расчётной,  графической части; чертёж схемы установки предварительного сброса воды.

ВВЕДЕНИЕ

Успехи в развитии отечественной нефтяной  и газовой промышленности в значительной степени стали возможны вследствие  создания  и развития отечественного нефтяного приборостроения.

Успешный  процесс переработки  нефти и газа зависит от строгого контроля  и поддержания на заданном уровне давления, температуры, расхода, а также от контроля качества выходного продукта.  Поэтому современное нефтехимическое  и нефтеперерабатывающие  производство  возможно только при оснащении  технических установок соответствующими автоматическими измерительными приборами, информационно-измерительными системами и системами  автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки  нефти и газа  немыслим без применения современных контрольно-измерительных средств.

Наиболее удобным методом исследования сложных технологических процессов, позволяющим реализовать его на электронно-вычислительных машинах, отыскать оптимальные режимы ведения и условия управления процессом, является метод математического моделирования.

Математическая модель должна правильно отражать технологический процесс, его характерные особенности, но в то же время она не должна быть перегружена деталями, несущественными или не влияющими на решение поставленной задачи. В то же время следует иметь в виду, что от того, насколько правильно модель отражает характерные черты изучаемого процесса, зависят успех исследования и ценность полученных результатов.

В данном курсовом проекте рассматривается установка предварительного сброса воды УПСВ-31, которая может использоваться для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления на объектах в различных отраслях промышленности.

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ

1.1. Общая характеристика производства

Установка предварительного  сброса воды (УПСВ) предназначена для предварительного обезвоживания продукции скважин без сепарации и перекачки ее в многофазном состоянии совместно с газом на центральную ДНС-32, а также подготовки пластовой воды для подачи ее в систему поддержки пластового давления (ППД).

Производительность установки:

          1) по жидкости, тыс. м ³/сут       -9,5

          2) по нефти, тыс. м³/сут              -2,1

          3)  газовый фактор, м³/т              - 76 .

УПСВ включает в себя следующие объекты:

1) сепарационный комплекс по сбросу и очистке пластовой воды, разработанный 000 МНПП "РАТОН" г. Уфа, в количестве 2-х штук, и состоящий из  успокоительного коллектора, трубного газосборника, аппарата подготовки воды, шестеренчатого насоса для удаления уловленной нефти и выделившегося газа из аппарата подготовки воды;

2) насосные блоки с многофазными насосами фирмы «Зульцер» (2шт.);

3) блок управления насосами фирмы «Зульцер» (1 шт.);

4) насосный блок НОТ1А.ОО.ОО.ООО для откачки жидкости из подземных емкостей, разработки АО «НАМиК» завода «Нефтемаш» г. Тюмень;

5) насосный блок для дозирования деэмульгатора ,т.п. 5820 СКМ (1шт.);

6) дренажная емкость;

7) ёмкость для сбора жидкости с предохранительных клапанов;

8) ёмкости для хранения деэмульгатора (2 шт.);

9) блочная кустовая насосная станция (МКНС) малой производительности с насосами ЦНС 63-1400, территориально совмещённая с площадкой УПСВ, изготовитель завод «Ижнефтемаш».

 В её состав входят:

1)               блок насосный с насосами ЦНС-63-1400 (номинальная производительность – 63 м³/час, напор – 1400 м, давление в приёмном патрубке – 0,08-0,3 Мпа, давление на выкиде насосов 14,0 МПа) – 2 рабочих, 1 резервный – блок дренажных насосов –1 шт.;

2)               блок напорной гребёнки – 1 шт.;

3)               блок автоматики – 1 шт.;

4)               куст водозаборных скважин с погружными насосами УЭЦПК16-2000-200 –  3 шт. (2 раб., 1 рез.);

5)               узел сепарации ёмкостью V-50 м³  и давлением 0,8 МПа – 3 шт.;

6)               дренажная ёмкость V-25 м³ – 1 шт.  

1.2. Описание технологического процесса

На УПСВ-31 поступает продукция скважин с близлежащих кустов Северной территории и продукция скважин кустов Самотлорского месторождения.

Жидкость проходит через электроприводную задвижку ЗД1 с дистанционным управлением (из операторной), блок очистительных фильтров Ф-1/2 и затем поступает в трубные наклонные разделители ТНР1, ТНР2, разработки 000 МНПП «РАТОН» г. Уфа, заводского изготовления с внутренним антикоррозионным покрытием.

В трубном разделителе происходит расслоение жидкости на нефть и воду, и осуществляется предварительный сброс воды до 10% остаточного содержания.

Согласно динамике поступающей жидкости на УПСВ-31 предусмотрено поочередное строительство сепарационных комплексов по сбросу и очистке пластовой воды, поэтому на технологических трубопроводах предусмотрены задвижки (на трубопроводе входа и выхода нефти из трубного разделителя), заглушки на (на трубопроводе дренажа, на трубопроводах шлама) для подключения второго комплекса.

Трех точечный подвод предварительно расслоенного потока в трубный разделитель обеспечивает раздельный ввод газа, нефти, воды в соответствующие зоны. Выход нефти из трубного разделителя осуществляется из нижней части нефтяной зоны. Для очистки от капельной жидкости, выделившегося газа из трубного разделителя, предусматривается установка трубного газосборника ГС1, ГС2 (газосепаратора), который располагается над трубным разделителем.

Возврат уловленной жидкости в трубный водоотделитель осуществляется по дренажному вертикальному трубопроводу, погруженному в слой нефти.

Для защиты газопровода от попадания в него нефти при повышении уровня выше предельного на выходе газа из трубного водоотделителя предусмотрен клапан-отсекатель поплавкового типа.

Очищенный газ возвращается в линию нефти на прием многофазных насосов. Отбор газа из трубного водоотделителя осуществляется при необходимости замера количества выходящей нефти. Возврат газа в нефтепровод (частично или полностью) производится после замерного устройства.

На трубопроводе очищенного газа предусмотрена задвижка для отбора топливного газа на котельную.

 После трубных разделителей 10%-ная эмульсия направляется на прием многофазных насосов фирмы «Зульцер», (Франция) НБ1, НБ2, с надежной системой торцовых уплотнений. В основу технологии насоса положен принцип винто-осевой гидравлики. Насос малочувствителен к абразивному износу. На входном и выходном трубопроводах каждого насосного блока установлены шаровые краны KAMEPОН   с электроприводом КР1, КР2. которые автоматически закрываются с помощью соответствующих программируемых контроллеров фирмы «Зульцер» по сигналам датчиков загазованности (50/о НПВ) и пожара. Шаровые  краны "КАМЕРОН" являются самосмазывающимися и не требуют дополнительных расходов на смазку. Усилие, необходимое для открытия и закрытия крана, значительно снижено благодаря использованию в подшипниках тефлона. Для равномерного распределения потока газонасыщенной нефтяной эмульсии при загрузке насосов «Зульцер» в период пуска на входных и выходных трубопроводах у насосов возле шаровых кранов "КАМЕРОН" поставлены клиновые задвижки с ручным управлением.

 Многофазные насосы фирмы «Зульцер» способны покрывать широкий рабочий диапазон и справляться с нестабильным потоком, состоящим из серии газовых и жидкостных пробок. В блоке на входе в насос установлен буферный резервуар, который входит в комплект поставки насоса. Он предназначен для выравнивания скоростей больших жидкостных и газовых пробок.

 Каждый насосный агрегат выполнен во взрывозащищенном исполнении и смонтирован в отдельном блоке-контейнере с системой:

1) обнаружения утечек газа и пожар;

2) электрообогрева и вентиляции;

3) освещения.

В комплект поставки также входит пульт управления насосами, который располагается в отдельном блоке управления.

Многофазный агрегат фирмы «Зульцер» включает в себя следующие элементы:

1) насос и его привод с изменяющейся скоростью (с помощью редуктора и турбомуфты, смонтированных на общей раме);

2) маслосистему с маслоохладительной установкой;

3) систему автоматического управления для работы без обслуживающего персонала.

Подшипники насоса смазываются под давлением маслом от специальной маслосистемы, предназначенной только для насоса. Давление масла в контуре поддерживается на 10% выше, чем давление нагнетания насоса. Этот перепад давления регулируется и отслеживается с помощью преобразователя давления (дифференциального поршня), реагирующего на давление нагнетания.

Редуктор смазывается маслом от системы смазки турбомуфты с помощью маслонасоса, установленного внутри турбомуфты.

Датчики  вибрации,  давления,  уровня  и  температуры  выполнены  в искробезопасном исполнении.

Обработка   сигналов   осуществляется   программируемым   логическим контроллером, установленным в блоке управления.

 Система автоматического контроля и управления осуществляет две основные функции, которыми являются:

1) технологическая защита агрегата насос-привод;

2) управление процессом, обеспечивающее установку и поддержание определенного значения давления на всасе (0.05-0.15 МПа), влияя на скорость вращения насоса.

Технологические защиты агрегата включают в себя контроль и поддержание следующих параметров:

1) температуры обмоток электродвигателя;

2) уровня вибрации составных частей агрегата;

3) температуры подшипников;

4) температуры масла в маслосистемах насоса и турбомуфты с помощью маслоохладительных установок;

5) давления в системах смазки;

6) уровня масла в маслобаке и турбомуфте;

7) перепада на фильтрах маслосистем;

8) давление на всасе и нагнетании насоса;

9) уровня жидкости в буферной емкости;

10) пожара и загазованности в насосном блоке.

Газожидкостная смесь сжимается многофазными насосами и через байпасную линию оперативного узла учета подается на ДНС-32.

Ожидаемое (расчетное) содержание нефтепродуктов и мехпримесей в воде на выходе трубного разделителя составляет 100 мг/л (каждого компонента).

Отвод отделившейся воды осуществляется из нижней части разделителя.     

При движении воды в трубном разделителе происходит отделение диспергированной в ней нефти и взвешенных частиц (песка, мехпримесей). Нефть собирается по верхней образующей трубного разделителя и по мере накопления движется в нефтяную зону. Относительно крупные частицы песка, механических примесей оседают в средней части трубного разделителя, частицы среднего размера - в нижней его части, вблизи выхода из  аппарата, а мельчайшие частицы выносятся с потоком в аппараты подготовки воды.

Выделившаяся из трубных разделителей пластовая вода направляется на очистные сооружения для достижения необходимой степени очистки от нефти и механических примесей для последующего использования в системе ППД. Требуемая степень очистки воды (до 15 мг/л каждого компонента) достигается в аппаратах подготовки воды (АПВ) объемом 30м³ каждый, единичной производительностью равной 2000 м³сут., заводского изготовления, поставки "Уралтехностроя" г. Уфа.

Трубный разделитель, два отстойника пластовой воды входят в единый  сепарационный комплекс по сбросу и очистке пластовой воды, разработанный ООО МНПП "РАТОНГ г. Уфа.

На входе в аппараты пластовая вода подвергается в специальном устройстве вакуумной обработке, используемой для двух целей:

1) дегазации воды;

2) автофлотации, при которой происходит очистка воды от капельной нефти и механических примесей, которые выносятся пузырьками газа в верхнюю часть аппарата и выводятся из него в виде пены. Доочистка воды происходит в секциях тонкослойного отстаивания этого же аппарата.

Удаление нефти и газа (в виде пены) из верхней части отстойников может осуществляться  периодической откачкой с помощью специальных шестеренчатых насосов H1-Н4 в нефтепровод на прием многофазных насосов НБ1, НБ2. Шестеренчатый насос монтируется на верху аппарата подготовки воды в специальном укрытии.

Газонасыщенная пластовая вода, содержащая диспергированные нефтяные частицы и мехпримеси поступают в распределительную трубную обвязку перед устройствами для дегазации воды, при прохождении через которые под действием мгновенного вакуумирования происходит зарождение мельчайших пузырьков газа.

 Процесс вакуумирования обеспечивает пузырьковый безразрывный режим. Показателем оптимального режима является наличие эффекта флотационной очистки, которому соответствует определенный перепад давления в дестабилизаторе. Настройка на оптимальный режим и соответствующий ему перепад давления осуществляется подбором количества работающих дестабилизаторов. Расчетная величина перепада давления в дестабилизаторе составляет 0.4 МПа, то есть давление в аппарате водоподготовки должно составлять от 0.3 до 0.4 МПа.

 В секции тонкослойного отстаивания происходит также всплытие капель нефти, унесенных потоком воды из флотационного отсека. Нефтяные частицы накапливаются на нижней поверхности наклонных ярусных пластин и в виде пленки поднимаются к верхней их кромке, откуда через зазор между секциями всплывают в верхнюю часть аппарата. Накопившаяся нефть через отверстия в сегментных перегородках перемещается вдоль верхней части аппарата к вертикальному нефтегазосборнику, расположенному над флотационными камерами. Переток нефти в этом направлении происходит наиболее интенсивно в те моменты, когда циклы откачки нефти и газа из нефтегазосборника шестеренным насосом заканчиваются. Очищенная вода отводится из аппарата через патрубок, расположенный в нижней его части после насадки. После каждых двух аппаратов АПВ заменяется расход воды.

 Промывка трубного разделителя и аппаратов подготовки воды для выноса мехпримесей осуществляется при остановленных аппаратах после их опорожнения.

Накопившийся в нижней части аппаратов осадок (песок, илистые частицы, продукты коррозии) размывается с помощью специальных размещенных по низу аппаратов устройств водой, подаваемой с КНС, и дренируется в шламонакопитель.

Шлам от зачистки аппаратов сбрасывается в шламонакопитель V=350 м³, который выполнен с гидроизоляцией откосов и днища. В дальнейшем, по мере наполнения шламонакопителя, предусматривается вывоз шлама на полигон промышленных отходов, который планируется в районе ДНС-32.

В связи с применением на УПСВ технологических аппаратов в трубном исполнении с расчетным давлением 2.5 МПа для технологии герметизированной системы сбора продукции скважин с максимальным рабочим давлением до 1.6 МПа монтаж на этих аппаратах предохранительных клапанов не предусмотрен.

Для ведения более эффективного процесса обезвоживания на УПСВ в нефтяную эмульсию перед блоком фильтров подается нефтяной раствор деэмульгатора в соответствии с РД 39-0148070-335-88Р "Технология подготовки нефти с применением отечественных деэмульгаторов для месторождений Западной Сибири". Нефтяной раствор деэмульгатора получается при смешении частично обводненной нефти (взятой из напорного нефтепровода до оперативного узла учета нефти на УПСВ-31) с определенной дозой деэмульгатора (равной 10 л/час.), подаваемой дозировочным насосом.

В качестве источника водоснабжения для системы ППД приняты минерализованные воды апт-сеноманского горизонта после динамического отстоя в горизонтальных аппаратах, в которых осуществляется отделение мехпримесей и газа, и попутная пластовая вода с очистных сооружений УПСВ после её соответствующей очистки.

Разгазирование пластовой воды производится в тех же аппаратах, что и сеноманской. Для добычи сеноманской воды на территории МКНС предусмотрено бурение сеноманских скважин, в которых установлены электропогружные центробежные насосы ЭЦПК 16-2000-200. Во избежании выноса большого количества песка забои сеноманских скважин должны быть оборудованы проволочными сетчатыми фильтрами с гравийной подсыпкой. Кроме того на приёмном трубопроводе каждого насоса в насосных блоках установлены фильтры.

2. АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА

ВОДЫ

На входе установки производится местный контроль давления и температуры нефти. Контроль температуры осуществляется термометром техническим показывающим ТТП, контроль давления осуществляется манометром техническим МП4-У. Также на входе установки дистанционно контролируется перепад давления на фильтрах Ф-1/2 (контур PDIA 1,2). При достижении значения перепада давления 0.1 МПа срабатывает сигнализация. Перепад давления измеряется преобразователями перепада давления Метран-43-ДД-Ех.

В газосепараторах ГС-1,2, установленных над трубными наклонными разделителями ТНР-1,2, предусматривается сигнализация аварийного верхнего уровня нефти (контуры автоматизации LA 3,4). Уровень контролируется первичными  датчиками РОС101.

На выходе газосепараторов ГС-1,2 контролируется давление газа (контур PI11 и PI12, первичный преобразователь Метран-43-ДИ-Ех).

После газосепараторов ГС-1,2 газ, пройдя узел замера, возвращается в линию нефти на прием многофазных насосов. Вычисление расхода газа происходит с моррекцией по температуре (контур TI7, TI10) и давлению (PI6, PI9). Для измерения температуры применяются первичные преобразователи температуры с нормированным выходным сигналов Метран-200Т. Для измерения давления газа применяются первичные преобразователи с нормированным выходным сигналом Метран-43-ДИ-Ех.

В состав узла замера газа входит диафрагма камерная съемная (ДКС) и контур вычисления расхода газа (FQI5 и FQI8). В состав контура вычисления расхода газа входной первичный преобразователь перепада давления Метран-43-ДД-Ех.

В наклонном трубном разделителе (НТР) производится регулирование уровня раздела фаз «нефть-газ» и сигнализация при снижении или повышении уровня раздела (контур LICA13, LICA15). В состав контура входит первичный преобразователь уровня Сапфир-22-ДУ-Ех. Регулирующее воздействие от контроллера поступает на пускатель бесконтактный реверсивный ПБР-3А (контур NHSA14, NHSA16) который управляет регулирующим клапаном, установленным на выходе нефти (ИМ1, ИМ2).

Уровень раздела фаз «вода-нефть» поддемживается контуром LICA17, LICA19. В состав контуров входит первичный преобразователь уровня Сапфир-22-Ду-Ех. Регулирующее воздействие от контроллера поступает на регулирующий клапан, установленный на линии выхода воды после аппаратов водоочистки АПВ1, АПВ2 и АПВ3,АПВ4 (контур NHSA18, ИМ3 и NHSA20, ИМ4). Также контуром LICA17, 19 осуществляется предупредительная сигнализация при отклонении уровня от диапазона регулирования.

Кроме этого предусматривается сигнализация аварийно нижнего уровня границы раздела фаз «вода-нефть» (контур LA21, 22, сигнализатор уровня РОС-101).

В самой нижней и самой верхней частях трубного разделителя ТНР1, ТНР2 устанавливаются термометры сопротивления ТСП-0193 (TIA23...26) измеряющие температуру среды в нем. При отложении в процессе эксплуатации  в нижней части мехпримесей (песка, ила) они будут покрывать чувствительный элементы термосопротивлений, при этом показания термометров будут снижаться, что указывает на высокий уровень песка, требующий промывки аппарата. Таким образом, по перепаду температур датчиков, установленных  в самой верхней точке и в самой нижней точке аппарата судят об уровне отложения песка. В состав контуров TIA23...26 входят термометр сопротивления ТСП-0193, нормирующий преобразователь Ш9321 и микропроцессорный контролер, обрабатывающий поступающую информацию от датчиков.

Измерение расхода нефти после ТНР1, ТНР2 осуществляется с помощью турбинного счетчика МИГ-50-2.5Д (контур FQI27, FQI28).

В аппаратах подготовки воды АПВ1...АПВ4 необходимо периодически производить удаление нефти и газа (в виде пены) из верхней части с помощью шестеренчатых насосов Н1...4. Управление  шестеренчатыми насосами осуществляется с помощью сигнализаторов уровня. При достижении нижнего уровня, т.е. при вытеснении выделившимся газом из верхней части аппарата колпака-нефтесборника нефти, включается шестеренчатый насос Н-1...4 (контур LSA 27...30). В контур LSA 27...30 входит первичный датчик уровня РОС-101. Сигнал управления на включение насосом Н-1...4 поступает от контроллера на станцию управления электродвигателем насосного агрегата (NHSA 31...34).

Откачав газ с пеной, шестеренчатый насос отключается по верхнему уровню жидкости в колпаке (контур LSA 35...38). Состав  контуров LSA 35...38 аналогичен контурам LSA 27...30.

Включение шестеренчатого насоса также происходит при достижении нижнего уровня (1700 мм) границы раздела фаз «нефть-вода». Отключение насоса происходит при достижении верхней границы раздела фаз «нефть-вода» в АПВ (1950 мм). Уровень раздела фаз контролируется первичным преобразователем уровня Сапфир-22-Ду-Вн. Сигнал от первичного датчика уровня поступает в микропроцессорный контроллер (контур LISA 39...42) и в зависимости от значения уровня в АПВ контроллером вырабатывается сигнал управления шестеренчатым насосом, который поступает на станцию управления электродвигателем насоса.

Кроме этого, предусматривается отключение шестеренчатых насосов при снижении давления на выкиде до 0.5 МПа (контур PISA 43...46). В состав контура PISA 43...46 входит первичный преобразователь избыточного давления Метран-43-ДИ-Ех.

Измерение перепада давления в дестабилизаторе (от 0.3 МПа до 0.4 МПа) производится контуром DPIA 47...50. В качестве первичного преобразователя перепада давления используется Метран-43-ДД-Ех. Сигнал от первичного преобразователя поступает в микропроцессорный контроллер.

Расход очищенной воды (после каждых двух аппаратов) замеряется счетчиками СВУ (контур FQI 51, 52).Автоматический отбор проб на анализ очищенной воды производится прибором Проба-1М (контур MI 53,54).

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1.Определение передаточной функции АПВ по кривой разгона

  Для нахождения передаточной функции объекта воспользуемся методом Симою. 

Пусть кривая разгона задана в графическом виде.

Регулируемая величина (уровень в мм.) в результате приложенного к объекту возмущения DG_вх (изменение притока жидкости в м³/ч) при t®∞ стремится к конечному значению H_вых(∞) отличному от нуля.

Разбиваем ось абсцисс на отрезки с интервалом времени Dt = 0,5 исходя из условия, что на протяжении всего графика Т_вых  в пределах 2Dt мало отличается от прямой.

Находим отношение выходной величины от установившегося значения: . Таким образом, функция будет приведена к безразмерному виду  и получившееся значение заносим в таблицу.

                                                          2,225

Тип передаточной функции можно определить, построив график зависимости t = s(t).

По виду графика определим тип передаточной функции в безразмерном виде:

Задача состоит в том, чтобы определить неизвестные коэффициенты полиномов знаменателя. Определим площади F₁ , F₂ , F₃ для нахождения неизвестных коэффициентов. Определим площадь F₁ ,для этого подсчитываем сумму 3-го столбца таблицы и определяем площадь по приближенной формуле:

 Площади F₂ и F₃ определим по формулам:

Для того, чтобы определить эти площади, перестраиваем функцию  в другом масштабе времени, за независимую переменную примем относительное время .

Разбиваем график на равные отрезки времени DQ, исходя из условия, что на протяжении всего графика 1-s_i в пределах 2DQ мало отличается от прямой.

DQ = 0,5

                                         -3,50                                                   9,73

По данным из таблицы рассчитываем F₂, F₃: 

F₂=0,863²*0,5*(-3,50 –0,5)=-1,49

F₃=0,863³*0,5*(9,73 –0,5)=0,391

F₁=1,328

F₂=-1,49

F₃=0,391

Таким образом, передаточная функция в безразмерном виде будет выглядеть:          

Тогда передаточная функция в размерном виде будет:

3.2.Расчет и моделирование одноконтурной САР. 

В практике построения систем автоматизации объектов нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности широкое применение нашли одноконтурные системы автоматического регулирования. В качестве примера можно назвать регулирование давления в сепараторе, регулирование уровня жидкости в различных технологических аппаратах (адсорберах, ректификационных колоннах и т.д.), регулирование температуры на выходе теплообменника, стабилизация расходов нефти, газа, нефтепродуктов в технологических линиях.

Исходя из найденной  передаточной функции объекта регулирования и выбранного закона регулирования регулятора, определим параметры настройки регулятора, которые обеспечивали бы устойчивость и качество САР.

Дана передаточная функция:

, так как коэффициенты a₃ = 0,391, a₂ = -1.49 малы, то ими можно пренебречь. Пусть запаздывание будет e^-1p, тогда передаточная функция примет вид:

Рассчитаем настроечные параметры ПИ - регулятора.

Перейдем от передаточной функции объекта к расширенной амплитудно-фазовой характеристике:

 при p = - mw + iw получим

Инверсная расширенная АФХ объекта в алгебраической форме записи будет иметь вид:

Выделим вещественную и мнимую часть:

 т.к. для ПИ - регулятора настроечные параметры определяются из системы:

то с учетом вещественной и мнимой частей частотной характеристике объекта получим:            

тогда для: T = 1,328, k = 0,14, t = 1, m = 0,221 получим настройки П1 и П2 при разных значениях частоты w. В плоскости настроечных параметров строим линию равной степени затухания

Определим оптимальные настройки регуляторов при y = 0,75

П-регулятор:               П_п1 = 6,83                   П_п2 = 0

ПИ-регулятор:             П_пи1 = 4,502      П_пи2 = 5,462

И-регулятор:               П_и1 = 0                П_и2 = 3,19

3.3. Программы расчета настроек регулятора и построение переходного процесса

• по возмущающему воздействию

• по задающему воздействию

• без регулятора

ВЫВОДЫ

В расчетной части курсового проекта я получил кривые переходного процесса одноконтурной системы регулирования уровня. Для нахождения оптимального процесса регулирования недостаточно одного условия устойчивости САР, т.к. все кривые, полученные при различных регуляторах, характеризуются устойчивой формой переходного процесса.  

Из таблицы видно, что наиболее оптимальный процесс регулирования получен при использовании интегрального регулятора. Для П-регулятора характерно большое значение квадратичной интегральной оценки, а для ПИ-регулятора - большое время переходного процесса и большое количество колебаний.

Литература

1. Р. Я. Исакович, В. И. Логинов, В. Е. Попадько. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности.// Недра. М.1983
2. А. С. Клюев, Б. В. Глазов, А. Х. Дубровский, А. А. Клюев. Проектирование систем АТП. Справочное пособие//ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. М.1990
3. Техническая документация  «Установка предваритеьного сброса воды ТюмГНГУ »
4. Методические указания к лабораторным работам по дисциплине  «Автоматизация технологических процессов»