ВВЕДЕНИЕ

Современный подход к автоматизации процессов нефтедобычи диктует жесткие требования к программно-аппаратным комплексам контроля и управления кустовыми насосными станциями (КНС). Это обусловлено истощением ресурсов нефтяных пластов, высокой стоимостью электроэнергии, стремлением нефтяных компаний снизить затраты на ремонт скважин и более эффективно использовать свой персонал.

КНС предназначена для закачки воды (подтоварной, пресной, пластовой) в продуктивные пласты в системе поддержания пластового давления нефтяных месторождений. Система включает в себя насосные блоки и энергоблоки. Насосные блоки выполняют функцию повышения давления технологической воды до уровня, обеспечивающего нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления. Энергоблоки служат для автоматического управления работ насосных агрегатов, контроля параметров и сигнализации состояния технологического оборудования, защиты технологического оборудования при изменении параметров технологического процесса сверх допустимых пределов, автоматического отключения насосного агрегата и включения резервного. Автоматизированная система осуществляет мониторинг и управление на основе данных, получаемых от:

·Счетчиков жидкости

·Датчиков климатических условий в производственных помещениях

·Насосных агрегатов

·Счетчиков электроэнергии

·Контроллера танкера

·Устройства аварийной сигнализации и запросов модема

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Описание технологического процесса поддержания пластового давления

Нагнетание рабочего агента в пласт предназначено для создания искусственного напорного режима. Поддержание пластового давления обеспечивает повышение нефтеотдачи, в конечном счете, ускоряет процесс разработки месторождения.

Суммарный объем нагнетаемой воды зависит от:

− проектного отбора жидкости из залежи

− технических возможностей технологического оборудования

− коллекторских, упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей

Выбранная система расположения нагнетательных скважин также

влияет на объем нагнетаемой воды.

Местоположение нагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Нагнетательные скважины располагаются так, чтобы фронт воды эффективно вытеснял пластовую жидкость или газ.

В зависимости от местоположения нагнетательных скважин применяются следующие системы заводнения:

− законтурное

− приконтурное

− внутриконтурное

− блочное и осевое (разновидности внутриконтурного заводнения)

− площадное

− избирательное

− очаговое

− барьерное

Некоторые системы заводнения могут использоваться совместно.

Основным, наиболее распространенным и эффективным методом поддержания пластовых давлений (ППД) является законтурное и внутриконтурное заводнение, представляющее собой закачку в пласты 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.

В системах ППД подача воды на кустовые насосные станции осуществляется из нескольких источников:

−по водоводам низкого давления подается пластовая вода;

−по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;

−из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.

Кустовые насосные станции (КНС) предназначены для нагнетания очищенной воды в продуктивные пласты. Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосных агрегатов определяется на основании проекта разработки месторождения и технико-экономических расчетов.

Требования к автоматизации и телемеханизации системы ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями 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.

Закачка рабочего реагента ТЖ осуществляется кустовыми насосными станциями (КНС) блочного и стационарного исполнения. В состав технологического оборудования КНС входят:

§ Насосные агрегаты могут быть двух классов:

- Насосы типа ЦНС с высоковольтными синхронными или асинхронного двигателями;

- Насосы импортного производства Reda их количество может составлять от одного до пяти для каждой КНС;

§ Блоки гребенок (БГ) для распределения и учета воды по водоводам;

§ Дренажная система;

§ Вентиляторы и электроотопители;

§ Удаленные блоки гребенок, которые могут располагаться на значительном удалении от КНС

Агрегаты импортного производства Reda, используемые в современных АСУ ТП ППД, в значительной степени отличаются от агрегатов отечественного производства, а именно:

§имеют свой набор автоматики, отвечающей за аварийное отключение насосного агрегата в случае возникновения аварийной ситуации;

§позволяют контролировать причину остановки насосного агрегата;

§не имеют проточной системы смазки.

Блок напорной гребенки предназначен для распределения и измерения расхода и давления технологической воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.

В блоке напорной гребенки размещены:

- распределительный коллектор с запорной арматурой;

- высоконапорные водоводы со счетчиками;

- дренажный коллектор с запорной арматурой.

Блоки-укрытия комплектуются электрической или водяной системой отопления, системами освещения, вентиляции, контроля загазованности и датчиками пожарной сигнализации.

Напорная гребенка может размещаться в блоке-укрытии и на открытой раме и изготавливаться в различном конструктивном исполнении и комплектации

Работа станции происходит следующим образом.

Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины. Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор, по которому вода сбрасывается в дренажную емкость.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Автоматизированная система контроля кустовой насосной станции

Для автоматического управления, защиты и контроля параметров технологического оборудования насосных блоков КНС применяется разработанная система. Эта система выполнена по блочно-функциональному принципу и включает аппаратуру:

· щиты автоматизации КНС, автоматизации насосного агрегата,

· местного контроля и управления насосного агрегата, контроля и управления вспомогательного оборудования станции,

· комплект датчиков, необходимый для нормальной работы технологического оборудования КНС.

Аппаратура щита автоматизации насосной станции осуществляет:

· выбор режима работы оборудования насосной станции (автоматический, резервный, местный — от щита местного контроля и управления, отключено— насосы выключены),

· управление электроприводом задвижки на нагнетательной линии (полуавтоматический, местный),

· управление электроприводом задвижки сброса воды после регулятора давления на входе станции (полуавтоматический, местный);

· измерение, контроль, аварийную и предупредительную сигнализацию предельных значений параметров работы насосной станции (давление на входе станции после регулятора давления - максимальное 6атм, давление на общем приемном коллекторе - минимальное 2атм, давление охлаждающей воды после регулятора давления — минимальное 3атм и максимальное 3,5атм);

· выдачу сигнала разрешения запуска насосного агрегата;

· защиту насосного агрегата по аварийному параметру.

Аппаратура щита местного контроля и управления насосным агрегатом включает устройство для измерения давления (отсек манометров), устройство управления электроприводами (отсек управления). Аппаратура щита местного контроля и управления вспомогательным оборудованием насосной станции осуществляет измерение и контроль параметра давления на насосной станции, управление электроприводами насосной станции. Система автоматики обеспечивает автоматический запуск всех работающих агрегатов при восстановлении напряжения после его кратковременного отключения. Резервный маслонасос включается при снижении давления масла в начале линии до 0,3атм.

Датчик утечки предназначен для сигнализации пробоя сальника насоса. При пробое сальника вода замыкает электрическую цепь контактного винта с "землей” и двигатель насоса отключается

Управление насосным агрегатом на КНС осуществляется в двух режимах:

«местный» или «дистанционный» (режим «дистанционный» задается с АРМ оператора).

Если режим «дистанционный» не задан, осуществляется управление

насосом кнопками по месту (включение / отключение);

Если задан режим «дистанционный», осуществляется:

· управление насосом по команде с АРМ оператора (включить/отключить);

· автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении рабочего насоса, если задан режим АВР (режим АВР задается с АРМ оператора);

· автоматическое защитное отключение при аварийных ситуациях.

Перед запуском насоса проверяются параметры готовности к пуску и в случае неготовности сбрасывается команда на пуск.

Остановленный насос готов к включению, если:

· задан режим «дистанционный»;

· нет запрета на запуск;

· давление на приеме насоса не ниже минимально допустимого значения;

температура подшипников насоса не выше допустимого значения

· защитное отключение насоса осуществляется при следующих ситуациях:

1 - низкое давление на приеме;

2 - высокое давление на выкиде;

3 - низкое давление на выкиде;

4 - высокая температура переднего подшипника насоса;

5 - высокая температура заднего подшипника насоса;

6 - высокие утечки сальников;

7 - высокая загазованность в помещении.

Защитное отключение по низкому давлению на выкиде насоса блокируется на период запуска насоса. При отключении по ситуациям 2 - 7 выставляется запрет на запуск и выставляется команда на запуск резервного насоса. ЗАПРЕТ НА ЗАПУСК снимается по команде с АРМ оператора.

Алгоритм запуска насосного агрегата.

После пуска кнопкой "пуск со щита управления, установленного в БА, или команды с АРМ оператора, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05...0,1атм начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Р_номначинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.

2.2 МногоуровневаяАСУ ТП поддержания пластового давления

АСУ ТП ППД имеет трехуровневую архитектуру. На верхнем уровне располагаются рабочие станции, соединенные сетью Ethernet, которая позволяет включать дополнительные рабочие места. На среднем уровне - промышленные контроллеры, на нижнем - датчики и исполнительные механизмы.

Части системы могут взаимодействовать по различным каналам связи: выделенные линии; коммутируемые телефонные линии; связь через радиомодемы; оптоволоконные каналы, GSM связь и др.

В качестве первичных датчиков используются ультразвуковые датчики и сигнализаторы уровня, расхода, температуры, давление, и вибрации.

Первичная информация о параметрах каждого НА снимается со стандартно установленных датчиков непосредственно на технологическом оборудовании.

В качестве измерительных приборов в системе применим серийно выпускаемые датчики и преобразователи:

температуры – ТСМ Метран-254

давления – Метран - 55

датчик-реле уровня POC-301

расхода КР 32х21

2.3 Функции системы на уровне КП (контролируемый пункт)

Контролируемый пункт выполняет следующие функции:

·прием информации от измерительных преобразователей и источников сигнализации;

·выдача управляющих воздействий механизмам;

·контроль параметров процесса и управление режимом для поддержания их регламентированных значений;

·контроль и регистрация срабатывания исполнительных механизмов;

·ведение оперативной базы данных;

·хранение исторической базы данных;

·осуществление информационного обмена с уровнем III.

Информация фиксируется в ОЗУ контроллера и передается на уровень пункта управления. При выходе значения параметра телеизмерения за технологические или аварийные пределы и при изменении состояния телесигнализации, которому присвоен аварийный статус, формируется аварийное сообщение. Также контроллер производит самодиагностику, диагностику модулей и диагностику линии связи. При возникновении неисправности определенных модулей, контроллер выключает их из опроса и переходит на аварийный режим работы.

Контролируемый пункт выдает сигналы управления ТОУ в автоматическом режиме или режиме дистанционного ручного управления с ПУ. Логическая программа контроллера исключает некорректные действия оператора. Конфигурирование КП и программирование ПЛК производится с ПУ.

Функционирование системы на уровне ПУ

ПУ выполняет следующие функции:

·осуществление информационного обмена с уровнем II;

·отображение технологической информации, параметров технологического процесса на мнемосхемах в виде таблиц, оперативных и исторических трендов;

·индикация состояния ТОУ;

·приоритетное отображение информации об авариях;

·звуковая сигнализация информации об авариях;

·обеспечение интерфейса оператора для дистанционного управления;

·ведение оперативной базы данных;

·хранение исторической базы данных;

·ведение и хранение журнала действий оператора;

·ведение и хранение журнала аварий;

·ведение и хранение журнала параметров;

·конфигурирование карт ТИ, ТИИ, ТС, ТУ;

·формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;

·диагностика работы аппаратных средств КП;

·редактирование прикладного ПО ПЛК;

осуществление информационного обмена с ЦДП.

2.4 Состав комплекса технических средств

Датчик температуры – ТСМ Метран-254

рис. 2.4.1

Назначение:

Термопреобразователи сопротивления медные ТСМ Метран-254 предназначен для измерения температуры жидких и газообразных химически неагрессивных сред, а также агрессивных, не разрушающих материал защитной арматуры.

Принцип действия:

Основан на свойстве проводника изменять электрическое сопротивление при изменении температуры окружающей среды.

Комплекс расходомерный КР2 32(65)х21

рис. 2.4.2

Назначение и возможности:

Измерение мгновенных и суммированных за заданный период времени значений объемного расхода электропроводящих жидкостей, преимущественно нефтепромысловых сточных вод системы ППД. Вывод информации на индикатор и телеметрию.

Принцип действия:

Измерение ЭДС, индуцированной магнитным полем в электропроводящей жидкости, пропорциональной средней скорости потока жидкости. Датчик расхода преобразует расход жидкости в последовательность электрических импульсов, «ценой» импульса 1, 10, 100, 1000 л (0,001м³, 0,01м³, 0,1м³, 1м³), формат может быть изменен по требованию заказчика. Длина линии связи между датчиком и системой телемеханики до 300 м.

Датчик-реле уровня POC

рис. 2.4.3

Назначение:

Датчики-реле уровня РОС 301 предназначены для контроля трех уровней электропроводных жидкостей по трем независимым каналам в одном или в различных резервуарах в стационарных и корабельных условиях вне взрывоопасных зон.

Принцип действия:

Принцип действия датчика-реле основан на преобразовании изменения электрического сопротивления между электродом датчика и стенкой резервуара в электрический релейный сигнал. При погружении электрода датчика в контролируемую среду, сопротивление участка электрод стенка резервуара уменьшается, загорается светодиод и срабатывает реле соответствующего канала. При отсутствии среды сопротивление

увеличивается, светодиод гаснет, реле обесточивается.

Датчик давления Метран – 55 –Ex

рис. 2.4.4

Назначение:

Датчики давления Метран-55 предназначены для работы в различных отраслях промышленности, системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин – давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления разрежения нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Принцип действия:Датчик давления Метран - 55 состоит из преобразователя давления - измерительного блока (ИБ) и электронного преобразователя (ЭП). Измеряемое давление подается в рабочую полость датчика и воздействует непосредственно на измерительную мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб. Чувствительный элемент – пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Тензорезисторы соединены в мостовую схему. Деформация измерительной мембраны (деформация мембраны тензопреобразователя) приводит к пропорциональному изменению сопротивления тензорезисторов и разбалансу мостовой схемы. Электрический сигнал с выхода мостовой схемы датчиков поступает в электронный блок, где преобразуется в унифицированный токовый сигнал.

Контроллер SLC 500

Программируемые логические контроллеры компании Allen-Bгadley семейства SLC-500, построенные по модульному принципу. Применение модульных контроллеров позволяет подобрать оптимальную конфигурацию аппаратных средств для каждого конкретного объекта.

ПЛК и сопровождающие его устройства монтируются в электротехническом шкафу со степенью защиты IP66 и устанавливаются в будке КИПа.

При работе оборудования в неотапливаемом помещении для поддержания рабочего диапазона температуры и влажности внутри шкафа устанавливается установка климатического контроля: нагревательный элемент, работой которого управляет термостат.

Модули удаленного ввода вывода, устанавливаемые в помещении насосного агрегата, монтируются в шкаф и не оборудуются установкой климатического контроля. Температура в помещении насосного агрегата должна быть не ниже нуля градусов.

Модули удаленного ввода/вывода, устанавливаемые в помещении блока гребенок, монтируются в шкаф степенью защиты IР66 и оборудованный установкой климатического контроля. Температура в помещении блока гребенок не опускается ниже минус 30 градусов. Питание модулей ввода/вывода осуществляется по линиям прокладываемым от шкафа ПЛК.

Связь ПЛК и модулей удаленного ввода/вывода осуществляется по сети Remote 1/0

АСУ ТП «ПроТок»

«ПроТок» - система управления насосными агрегатами, реализованная на программно-технических средствах производства фирм Rockwell Software (RSlinx, RSlogyx500) и Allen-Bradley (контроллер SLC 500).

Схема комплекса управления на базе контроллера SLC-500 показана на (рис 2.4.5). Данный комплекс включает в себя:

Аппаратные средства:

Контроллер SLC-500 и модули ввода/вывода 1746-IB16, 1746-NI16I, 1746-OB8, установленные в 10-ти или 7-ми слотовую корзину, в зависимости от типа агрегата, укрепленную в шкафу фирмы Rittal.

Исполнительные механизмы: двигатель электро-задвижки, пускатель агрегата, двигатели маслонасосов.

рис. 2.4.5

Датчики со стандартным токовым выходом 4-20мА - давления, температуры, вибрации, осевого смещения

Датчики с выходом типа «сухой контакт» - расхода жидкости, протока масла, состояния исполнительных механизмов и концевиков; кнопки пульта местного управления (ПМУ).

Персональный компьютер (ПК) с соответствующим аппаратным и программным обеспечением для приема данных от контроллера по витой паре по протоколу DH+.

Программные средства - RSlinx, RSLogyx 500.

рис. 2.4.6

Пакет программного обеспечения RS-View.

Структура приложения RS-View.

Данное приложение представляет собой средство контроля и управления ходом технологических процессов на очистных сооружениях. Он включает в себя:

·подсистему контроля межфазных уровней в РВС и учет технологической жидкости и ее баланс с объектами ППД;

·подсистему контроля и управления насосными агрегатами.

Эти системы имеют тесную взаимосвязь друг с другом. RS-View позволяет отображать на экране технологическую информацию о работе этих систем одновременно и связать основные критерии их взаимосвязи в единую систему. Основными критериями взаимосвязи являются:

·пуск насосных агрегатов при превышении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;

·остановка насосных агрегатов при понижении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;

·остановка насосных агрегатов при аварийной ситуации на водоводах.

Кроме этого RS-View позволяет выполнять различные функции:

·возможность управления технологическими узлами и агрегатами по

·заданному алгоритму;

·ведение оперативной базы данных;

·хранение исторической базы данных;

·ведение и хранение журнала активности системы;

·ведение и хранение журнала аварий;

·формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;

·диагностика работы аппаратных средств.

Приложение состоит из следующих частей:

Общесистемные данные и настройки проекта - конфигурирование базы тегов проекта, выбор источников данных и метода соединения с ними.

В базе тегов определяются данные, которые необходимо контролировать с помощью RS-View. Каждый элемент этой базы именуется тегом. Тег представляет собой логическое имя переменной в устройстве или локальной памяти (RAM). Текущее значение тега по мере необходимости обновляется от устройства, которому он приписан, и сохраняется в памяти компьютера (таблице значений), так что к нему можно получить немедленный доступ из любого места RS-View32.

RS-View32 различает три типа тегов: аналоговый, цифровой и строковый. При определении тега необходимо задать источник данных, определяющий, получает ли тег свои значения извне или изнутри.

Тег, использующий Device (устройство) в качестве источника данных, получает данные извне RS-View32. Данные могут поступать непосредственно от драйвера программируемого контроллера, или от сервера ОРС или DDE.

Тег, использующий Memory (память) в качестве источника данных, получает данные от внутренней таблицы значений RS-View32. Тег памяти может использоваться для внутреннего хранения значений.

Все используемые в проекте теги имеют организацию для облегчения их создания и использования. Организация основана на группировании в папках связанных тегов, а также соглашениях по именованию. Предлагается следующая структура базы тегов проекта:

·levels - включает теги с данными по уровням в технологических резервуарах;

·rashod - содержит данные по расходу жидкости на объекте;

Графические дисплеи и объекты – изображение для оператора, отображающее работу установки (объекта), они предоставляют данные по системе или процессу и дают операторам возможность записывать значения во внешнее устройство (напр. программируемый контроллер), компоненты на графическом дисплее называют графическими объектами, они могут заимствоваться из соответствующих библиотек.

Проект использует несколько графических дисплеев в качестве интерфейса оператора. Каждый дисплей служит для отображения определенного состава информации о ходе технологического процесса и состоянии объекта. В соответствии с предоставляемой информацией дисплеи дают оператору возможность ввода данных и воздействия на исполняемый проект посредством элементов управления.

Основное окно проекта представляет собой упрощенную технологическую схему ОС. Эта схема представляет оператору значения основных параметров технологического процесса, а также дает возможность непосредственного управления его ходом.

В окне представлены следующие значения:

·межфазные уровни во всех технологических резервуарах;

·значения расхода жидкости в трубопроводах;

·степень открытия управляемых электрозадвижек.

Элементы управления технологическими узлами и агрегатами, относящиеся к главному окну:

·поля ввода (%) для задания степени открытия электроприводных задвижек на выходных трубопроводах буферных резервуаров;

·поля ввода (%) для задания степени открытия электроприводных задвижек на водоводах, идущих на объекты ППД;

Элементы навигации в проекте (навигация осуществляется с помощью

кнопок вызова окон), принадлежащие главному окну:

·кнопка вызова окна уставок и более подробной информации о измерении межфазного уровня в резервуарах

·кнопка вызова окна уставок и более подробной информации по учету жидкости на водоводах.

В главном окне также присутствует кнопка отправки отчета по текущим суткам (смене), о ходе ТП на ОС.

Элементы настройки сигнализации – сообщения сигналов тревоги, пороговые уровни сигналов, способ ведения отчетности сигналов тревоги.

Сигналы тревоги являются одной из важнейших частей большинства приложений. RS-View32 представляет функционально достаточно полную систему сигнализации.

Используются следующие возможности:

·осуществление контроля заданных аналоговых и цифровых тегов на предмет сигналов тревоги с определенным уровнем опасности;

·в случае возникновения сообщения о сигналах тревоги осуществляется визуальное и звуковое предупреждение оператора и регистрация сообщения в соответствующем файле;

·инициирование действий для специальной обработки сигнала тревоги.

Тегами, которые конфигурируются сигналами тревоги являются:

·теги с данными об уровне взлива в резервуарах (по верхнему пределу);

·теги с данными об уровне эмульсия/вода в резервуарах ( по нижнему пределу);

·теги с данными о толщине гидрофобного слоя в резервуарах;

·теги с данными о балансе жидкости.

Визуальное предупреждение оператора осуществляется выводом окна сводки сигналов тревоги при появлении нового сообщения

Сохранение сигналов в файле осуществляется автоматически в формате, совместимом с dBase в составе, аналогичном сводке, но добавлено поле с датой (число, месяц, год ). Файлы регистрации сигналов тревоги создаются каждые сутки, а старые автоматически уничтожаются по достижении некоторого количества.

Регистраторы данных – сбор и хранение значений тегов (данные), модель регистрации и тип сохраняемых данных задаются.

Регистратор данных – это компонент RS-View32, собирающий и сохраняющий значения тегов. Задается тип сохраняемых данных. Сохраняемые данные записываются в формате dBaseIV или ODBC.

Данные сохраняются в формате dBaseIV в файлах, которые создаются каждые сутки (или смену, аналогично файлам регистрации сигналов тревоги и активности)

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Определение статических и динамических характеристик объектов регулирования

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. Определит 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.

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.

3.2 Расчетная часть

Из общей схемы выделим следующую одноконтурную САР

рис. 3.2.1

3.3 Расчет и моделирование одноконтурной САР.

Рис. 3.3.1 Структурная схема одноконтурной САР

Передаточная функция:

Пусть запаздывание будет e^-1p, тогда передаточная функция примет вид:

1.Рассчитаем настроечные параметры ПИ - регулятора.

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

(1)

при p = - mw + iw получим

(2)

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

Выделим вещественную и мнимую часть:

(3)

(4)

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

(5)

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

(6)

тогда для: T= 4,66, k= 0,162, t = 1, m= 0,221 получим настройки П1 и П2 при разных значениях частоты w. В плоскости настроечных параметров строим линию равной степени затухания.

при помощи Mathlabпостроим графики:

Из полученных графиков найдем координаты точек, соответствующих различным степеням затухания для П- И- ПИ- регуляторов, то есть определим оптимальные настройки регулятора.

Системы по возмущающему воздействию:

П-регулятор

m=0,221

m=0,366

И-регулятор

m=0,221

m=0,366

ПИ-регулятор:

m=0,221

m=0,366

Системы по задающему воздействию:

П-регулятор

m=0,221

m=0,366

И-регулятор

m=0,221

m=0,366

ПИ-регулятор

m=0,221

m=0,366

Вывод: У П-регулятора наименьшие величины времени переходного процесса и времени первого достижения регулируемой величиной заданного значения. Статическая ошибка регулирования есть только у П-регулятора. Оптимальным оказывается процесс, наблюдаемый у И-регулятора, так как у И-регулятора, малое время переходного процесса, и малые значения временных показателей, как у П-регулятора. Однако, если статическая ошибка при процессе регулирования не является критическим параметром, оптимальным является П-регулятор.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте была спроектирована система автоматизации технологического процесса кустовой насосной станции.

Разработанная автоматизированная система предназначена для управления, контроля, сбора данных, архивации данных и регулирования основных параметров объекта получаемых в реальном времени.

Технологическое оборудование для установки выбиралось в соответствии с высокой производительностью, точностью измерений, быстродействием, соотношением цена качество, высокой степенью защиты, быстрой окупаемостью.

Спроектированная автоматизированная система позволяет повысить качество технологического процесса за счёт своевременного и точного предоставления параметров и данных в ходе работы кустовой насосной станции и снизить затраты на обслуживание. Система разработана с учётом расширяемости и наличия резервных модулей. Также повышается степень защиты обслуживающего персонала, так как необходимости прямого взаимодействия с объектами уменьшается.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Бадикова Л.Г. Расчёт одноконтурной САР и исследование влияния изменения закона регулирования на качество переходного процесса, Альметьевск, 2003

2.Бадикова Л.Г., Создание моделей АСУ ТП с использованием SCADA – системы GENESIS 32, Альметьевск, 2005

3. russia.ni.com›sites/default/files…Automation.pdf [Электронный источник]

6.http://metr-k.ru/products/ [Электронный источник]

7.http://en-res.ru/ [Электронный источник]