Состав технологического оборудования дожимной насосной станции. Задачи и выполняемые функции систем автоматизации верхнего и нижнего уровней. Разработка прикладного программного обеспечения, созданного с помощью SCADA-системы. Создание мнемосхемы ДНС.
Специальные функции - функции по управлению режимами исполнительных механизмов и по управлению исполнительными механизмами технологических объектов, реализуемые САУ, когда они находятся в автоматическом режиме; Функции самодиагностики - функции, непрерывно выполняемые системой в процессе функционирования для определения неисправности КТС системы. Анализ команд, вводимых оператором, и формирование соответствующих сигналов ТУ (телеуправления) и TP (телерегулирование), служащих для управления ходом технологического процесса (управление задвижками, насосами, клапанами и т.д.); Датчики давления предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - давления избыточного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического (уровня) в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Датчики предназначены для работы со вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, работающими от стандартного входного сигнала (0-5)МА или (5-0)МА, (0-20)МА или (20-0)МА, (4-20)МА или (20-4)МА постоянного тока.В настоящее время 2/3 всей добываемой нефти и природного газа получают с комплексно - автоматизированных нефтедобывающих и газодобывающих предприятий, поэтому актуально и по сей день внедрять комплексные объекты с полной автоматизацией. В данном курсовом проекте произошло знакомство с автоматизированной системой управления подготовки нефти на ДНС. Основная задача данной работы заключалась в выборе объекта, для которого необходимо было определить основные параметры и произвести расчет системы автоматического регулирования.РТ 11 Датчик избыточного давления Метран-55-ВН-ДИ-515-МП-1:10-015-1.
Введение
Под автоматизацией производственных процессов нефтяных и газовых промыслов следует понимать применение приборов, приспособлений и машин, обеспечивающих бурение, добычу, промысловый сбор, подготовку и передачу нефти и газа с промысла потребителю без непосредственного участия человека, лишь под его контролем. Автоматизация производственных процессов является высшей формой развития техники добычи нефти и газа, предусматривающей применение передовой технологии, высокопроизводительного и надежного оборудования.
В настоящее время широко внедряются многоуровневые автоматизированные системы управления технологическими процесса, построенные на основе широкого применения микропроцессоров, микро- и мини-ЭВМ.
Основу нижнего уровня управления АСУ ТП составляют локальные системы автоматического регулирования (CAP), которые в зависимости от сложности технологического процесса и требований по качеству процесса регулирования могут быть построены в виде одноконтурных, каскадных, инвариантных и многосвязанных систем. Характерной особенностью АСУ ТП является передача функций выработки управляющих воздействий в CAP от локальных регуляторов микро-ЭВМ.
При высокой точности и быстродействии аналого-цифровых и цифроаналоговых преобразователей система цифрового управления представляет собой контур, к которому с допустимой степенью точности могут быть применены известные упрощенные методы расчета аналоговых систем регулирования. Такие системы регулирования получили название квазианалоговых.
Расчет САР производится по методам, разработанным для аналоговых регуляторов. При этом уравнение объекта и регулятора представляются в разностной форме.
1. Технологическая часть
1.1 Состав технологического оборудования ДНС 1сс
Два отстойника предварительного сброса УПС-1, УПС-2;
Три буферных емкости обезвоженной нефти Е1.. .ЕЗ;
Три отстойника подтоварной воды ОГФ-1.. .ОГФ-3;
Одна буферная емкость уловленной нефти Е-4;
Два конденсатосборника К-1, К-2;
Одна канализационная емкость Ек;
Одна емкость хранения ингибитора;
Одна емкость хранения реагента;
Операторная
2. Техническая часть
2.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления
2.2 Цели, задачи и выполняемые функции систем автоматизации верхнего и нижнего уровней
Состав функций, реализуемых системой управления АСУ ТП ДНС-lcc: Ниже приведены функции контроля, управления и защиты, реализуемые в данном проекте АСУ ТП ДНС-lcc. При этом приняты следующие соглашения: Функция измерения - прием и обработка сигнала от аналогового датчика техпроцесса и отображение результатов обработки на экране встроенной ПЭВМ оператора;
Функция индикации состояния - прием и обработка сигнала от дискретного датчика-сигнализатора техпроцесса и изображение объекта на мнемосхеме определенным цветом, соответствующим его состоянию;
Функция сигнализации - сравнение измеренной аналоговой величины или состояния дискретного сигнализатора с заранее заданным значением и цветовая (миганием), а также звуковая сигнализации при выходе аналоговой величины за заданные значения или изменения состояния дискретного сигнализатора.
Функция выдачи дискретных управляющих воздействий - выдача по команде оператора дискретных управляющих сигналов на исполнительные механизмы объекта управления;
Специальные функции - функции по управлению режимами исполнительных механизмов и по управлению исполнительными механизмами технологических объектов, реализуемые САУ, когда они находятся в автоматическом режиме;
Функции конфигурирования и обслуживания системы - функции, необходимые для настройки системы в течение пусконаладочных работ и адаптации системы к изменяющимся условиям технологического процесса;
Функции самодиагностики - функции, непрерывно выполняемые системой в процессе функционирования для определения неисправности КТС системы.
2.3 Состав комплекса технических средств АСУТП
Программно-технический комплекс включает в себя комплекс технических и программных средств, выполняющих функции Системы и обеспечивающий интерфейс с оператором.
КТС имеет верхний и нижний уровни, связанные между собой каналами передачи данных.
Верхний уровень - рабочее место оператора. Нижний уровень КТС представлен Станциями управления (СУ), которые обеспечивают взаимодействие Системы с технологическим процессом.
2.3.1 Комплекс технических средств
Система автоматизированного управления АСУ ТП ДНС-lcc включает в себя: 1. Систему автоматики «Карат-ДНС-lcc», в состав которой входят: 2. Шкаф автоматики;
3. Блок реле насосов Н-5, Н-6;
4. Блок реле насоса Н-4 ;
5. Шкаф силовой электроники;
6. Система бесперебойного питания Linear Active 3000;
7. Система контроля загазованности воздушной среды «Гранат- H2S» ;
8. Подсистема приема/передачи данных по радиоканалу на диспетчерский пункт ЦДНГ-6.
9. Приборы КИПИА, установленные на объекте управления.
Ниже приведено описание структуры отдельных частей системы с указанием позиционного обозначения конкретного элемента, входящего в состав соответствующей части, с указанием обозначения на схеме автоматизации, схеме электрической принципиальной, а также приводится список функций (операций, параметров), реализуемых данным элементом.
Шкаф автоматики. Шкаф автоматики содержит технические средства, обеспечивающие взаимодействие оператора с объектом управления.
В ходе взаимодействия решаются следующие задачи: Сбор, обработка и передача на встроенную ПЭВМ оператора информации с первичных датчиков (термопреобразователи, датчики давления), установленных на объекте управления;
Анализ команд, вводимых оператором, и формирование соответствующих сигналов ТУ (телеуправления) и TP (телерегулирование), служащих для управления ходом технологического процесса (управление задвижками, насосами, клапанами и т.д.);
Сбор, обработка и передача на встроенную ПЭВМ оператора информации с БИС загазованности H2S;
Организация передачи основных данных о ходе технологического процесса и аварийных ситуациях на диспетчерский пункт ЦДНГ-6.
На ПЭВМ оператора установлены мнемосхема объекта управления и база данных. Также в шкафу автоматики находятся 15 вторичных приборов измерителей уровня ДУУ-4ТВ.
Шкаф силовой электроники (ШСЭ) обеспечивает подачу напряжения питания на аппаратуру системы (систему бесперебойного питания Linear Active 3000, БОД «ФОРОС», сигнализаторы уровня взлива РОС-101, РОС-102, регулирующие исполнительные механизмы) от двух независимых фидеров по первой группе согласно ПУЭ.
2.3.2 Датчик давления Метран-43
1. Назначение
Датчики давления предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - давления избыточного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического (уровня) в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.
Датчики Метран-43 предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкостей, газа (в т.ч. газообразного кислорода и кислородосодержащих газовых смесей при давлении не выше 1,6 МПА) и пара.
Датчики предназначены для работы со вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, работающими от стандартного входного сигнала (0-5)МА или (5-0)МА, (0-20)МА или (20-0)МА, (4-20)МА или (20-4)МА постоянного тока.
2. Технические данные
Наименование датчика, модели исполнения, Рмах (максимальный верхний предел измерений модели), Pmin (минимальный верхний предел измерений модели) в зависимости от электронного преобразователя, предельно допускаемые рабочие избыточные давления для датчика ДД и ДИ верхние пределы измерений по ГОСТ 22520 приведены в табл. 1.
Датчики с микропроцессорным электронным преобразователем (МП, МП1) перенастраиваются по всему ряду пределов измерений для данной модели.
В зависимости от измеряемого давления датчики имеют следующие обозначения: ДД - датчики разности давлений;
ДИ - датчики избыточного давления;
ДВ - датчики разрежения;
ДИВ- датчики давления-разрежения;
ДГ - датчики гидростатического уровня;
Датчики с кодом электронного преобразователя АП могут быть укомплектованы индикаторными устройствами: СДИ (индикатор на основе светоизлучающих диодов);
ЖКИ (индикатор на основе жидких кристаллов).
Датчики с микропроцессорным электронным преобразователем изготавливаются двух типов: МП1- со встроенным индикаторным устройством на основе жидких кристаллов (ЖКИ) и МП без индикатора.
Для настройки параметров, контроля, выбора режима работы датчиков с кодом МП могут использоваться выносные индикаторные устройства (ВИ) на основе жидких кристаллов (ЖКИ).
2.3.3 Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4
1. Назначение
Датчики уровня ультразвуковые ДУУ4 (далее "датчики") предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть - эмульсия - подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а также измерения температуры и давления контролируемой среды. В специальном исполнении датчики могут применяться для измерения уровня кислот, щелочей, растворителей и других агрессивных сред.
Датчики могут осуществлять: контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;
контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;
измерение температуры контролируемой среды в одной точке;
измерение давления контролируемой среды.
1.3 Номенклатура выпускаемых датчиков определяется числом измеряемых датчиками параметров и типом выходного сигнала. В зависимости от числа контролируемых параметров ПП датчиков отличаются номерами разработок.
2. Технические данные
Верхний неизмеряемый уровень не более (0,24 Нп - Нпогр), м, где Нп - высота поплавка, Нпогр - глубина погружения поплавка. Конкретное значение определяется геометрическими размерами поплавка и значением параметра программирования "Зона нечувствительности от импульса возбуждения", задаваемого при регулировании.
2.3.4 Газоанализатор АНКАТ 7631
1 Назначение
Газоанализатор АНКАТ 7631 предназначен для контроля содержания в производственном помещении, на судах речного и морского флота одного из следующих компонентов: 1) оксида углерода (СО);
2) сероводорода (Н2S);
и выдачи аварийной сигнализации при превышении ПДК измеряемого компонента.
Исполнения, условные наименования газоанализаторов и коды ОКП приведены в табл.1.
Параметры, характеризующие условия эксплуатации газоанализатора: 1) температура окружающей среды согласно табл.1;
2) вибрация частотой 5-35 Hz, амплитудой не более 0,35 мм;
3) атмосферное давление в пределах от 84 до 106,7 КРА (от 630 до 800 мм Hg);
4) относительная влажность от 30 до 95% при 20 0С.
Резкие изменения температуры, вызывающие конденсацию газа, не допускаются.
5) напряженность внешних постоянных магнитных полей не более 400 А/m;
6) напряженность внешнего однородного переменного электрического поля не более 10KV/m;
Технические данные
1. Диапазоны измерения газоанализатора: Для оксида углерода СО 0-50 mg/m3
Для сероводорода H2S 0-20 mg/m3 .
2. Предел допускаемой основной погрешности: ?д = ± (5 0,1 Свх) mg/m3 где Свх - концентрация измеряемого компонента) для газоанализатора на СО;для газоанализатора на H2S
?д = ± 0,75 mg/m3 - на участке диапазона 0-3 mg/m3 ;
?д = ± (0,2 0,19 Свх) mg/m3 - на участке диапазона 3-20 mg/m3
3. Предел допукаемой вариации показания 0,5 ?д
2.4 Прикладное программное обеспечение для верхнего уровня АСУТП, созданное с помощью SCADA-системы
2.4.1 Программное обеспечение
Встроенная ПЭВМ PPC-154T-BARE-1 Advantech с установленным на ней программным обеспечением используется для организации взаимодействия оператора с объектом управления. На ПЭВМ установлено следующее лицензионное программное обеспечение: Операционная система QNX 4.25 Patch G;
Графическая оболочка QNX Windows 4.24 Patch В;
SCADA - система Realflex 4.3J4;
На станции оператора устанавливается сконфигурированный под объект программный пакет операторского интерфейса REALFLEX ™ 4.
REALFLEX 4 - интегрированый пакет для создания прикладных систем управления технологическими процессами на базе операционной системы QNX 4.
REALFLEX обеспечивает быстрый и сравнительно недорогой вариант построения распределенных систем АСУ ТП на базе персональных компьютеров, совместимых с IBM PC, с использованием операционной системы реального времени QNX.
Достоинства REALFLEX 4: · многозадачность;
· архитектура клиент-сервер;
· возможность работы с сотнями и тысячами точек без снижения скорости обработки;
· поддержка работы до 16 драйверов устройств ввода/вывода;
· хранение данных предыстории;
· выполнение вычислений в оперативном режиме;
· графическое отображения данных в режиме реального времени;
· построение трендов реального времени и предыстории;
· генерация отчетов;
· гибкая система настройки прав доступа пользователей и групп пользователей;
· поддержка сетевой и многотерминальной работы;
· наличие утилит оперативного конфигурирования - таких, как построитель базы данных, построитель пользовательских символов, построители экранных форм (мнемосхем), генератор отчетов, архиватор данных и другие.
Пакет REALFLEX 4 поставляется с полным набором модулей, обеспечивающих пользователя всем необходимым для разработки и функционирования систем контроля и управления процессами, включая: · Утилиты конфигурации в режиме "online";
· Процессоры данных реального времени и тревог;
· Архивирование данных предыстории;
· Обработка вычислений;
· Цифровые и аналоговые процессоры;
· Отображение полной графики;
· Тренды реального времени и предыстории;
· Генератор отчетов.
ВОЗМОЖНОСТИ REALFLEX 4 o Построитель и редактор базы данных: o Графический построитель: o Символьный редактор: o После построения базы данных REALFLEX автоматически создает и поддерживает отображение следующих сводок: o Оконный интерфейс o Обработка данных реального времени: o Процессор вычислений поддерживает следующие запрограммированные вычисления, использующие указанные значения точек базы данных: o Сбор данных предыстории: o Обработка тревог: o Построение трендов реального времени и предыстории: o Генератор отчетов: o Управляющие воздействия могут быть выданы на устройства управления следующим образом: o Связи графических форм: o Поддержка ввода/вывода: o Парольная защита:
Программное обеспечение поставляется Заказчику в виде отдельных загрузочных модулей, записанных на дисках CD-ROM.
2.4.2 Рабочее место оператора
1. Размещение и компоновка рабочего места оператора
1.1 Оборудование операторской станции управления технологическим процессом (системный блок компьютера, монитор, лазерный принтер) размещается в помещении операторной на столе. Соединительные кабели от шкафов станций управления, питания рабочего места прокладываются под фальшполом.
1.2 Питание станции оператора и станций управления производится от источника бесперебойного питания Linear Active 3000.
2. Операторский интерфейс
2.1 Основным средством представления информации оператору является цветной графический дисплей.
2.2 Взаимодействие оператора с Системой обеспечивается операторским интерфейсом, включающим в себя иерархическую систему меню, мнемосхем процесса и стандартных экранов.
2.3 Мнемосхемы процесса - это графические изображения технологического оборудования. Мнемосхемы в максимальной степени отражают структуру, реальное состояние процесса и полевого оборудования Системы. На мнемосхемах процесса отображается: состав технологического оборудования;
динамика изменения параметров процесса;
численные значения точек процесса;
состояние механизмов и агрегатов.
2.4 По степени детализации отображения информации операторский интерфейс включает следующие виды мнемосхем: обзорные мнемосхемы;
групповые мнемосхемы;
детальные мнемосхемы.
Обзорные мнемосхемы используются для наглядного представления оператору отдельных участков технологического процесса.
Групповые мнемосхемы используются для наблюдения за отдельными технологическими аппаратами или агрегатами и отображают информацию с установленных на них приборов.
Для управления работой отдельных агрегатов поверх детальных мнемосхем могут открываться окна управления соответствующими агрегатами.
Полный объем представляемой информации и уточненный в процессе пусконаладочных работ вид мнемосхем будет приведен в «Руководстве оператора».
2.5 Для удобства представления информации и обеспечения более быстрого перехода с одного технологического участка на другой, поле экрана разделено на три зоны: верхняя зона предназначена для выбора мнемосхемы соответствующего технологического участка;
средняя, большая часть экрана, предназначена для отображения мнемосхем, стандартных экранов и специальных окон (например, окно аналогового параметра или окно регулятора);
нижняя зона предназначена для перехода на экраны диагностики контроллера, сигнализации, трендов, а также вызова специального окна доступа в Систему (по системе парольной защиты).
2.8 Цветовое кодирование на экране информации о состоянии технологического процесса для динамических параметров: 1) ЖЕЛТЫМ цветом подсвечивается фон рамки аналогового или дискретного параметра при выходе значения параметра за предупредительную уставку;
2) КРАСНЫМ цветом подсвечивается фон рамки аналогового или дискретного параметра при выходе значения параметра за аварийную уставку.
Недостоверное значение аналогового параметра сопровождается изображением вопросительного знака на фоне, подсвеченном мигающим КРАСНЫМ цветом.
2.14 Кроме мнемосхем, информация оператору может предоставляться в виде стандартных экранов. К стандартным экранам относятся: экраны аварийной сигнализации;
экран исторических трендов;
экран парольной защиты.
2.18 Оператор может выбрать, отображать на экране все текущие сигнализации или сигнализации для отдельных групп.
Все происходящие в Системе события и сообщения об аварийной сигнализации регистрируются в файле с указанием времени и даты.
2.4.3 Объем автоматизации технологических объектов
Измерение: - Давления в отстойниках предварительного сброса УПС-1, УПС-2;
- Уровень взлива и межфазный уровень в УПС-1, УПС-2;
- Степени открытия регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2;
- Давления в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1.. .ЕЗ;
- Уровней взлива в буферных емкостях обезвоженной нефти Е1.. .ЕЗ;
- Давления в отстойниках подтоварной воды ОГФ-1.. .ОГФ-3;
- Уровней взлива и межфазового уровня в отстойниках подтоварной воды
- ОГФ-1... ОГФ-3;
- Температуры подшипников насосов Н-5, Н-6;
- Температуры подшипников двигателей насосов Н-5, Н-6;
- Общего давления на приеме насосов Н-5, Н-6;
- Давления на выкиде насосов Н-5, Н-6;
- Степени открытия регулирующих клапанов (открытие байпасов) Н-5, Н-6;
- Давления в буферной емкости уловленной нефти Е-4;
- Уровня взлива в Е-4;
- Давления в конденсатосборнике К-1;
- Давления в осушителе газа;
- Уровня взлива в осушителе газа;
- Температуры насоса перекачки уловленной нефти Н-4;
- Давления на выкиде насоса Н-4;
- Давление на выкиде погружного насоса Н-2;
- Уровня взлива в канализационной емкости Ек;
- Уровня взлива в емкости хранения ингибитора ЕХР;
- Уровня взлива в буферной емкости хранения реагента;
- Текущих объемных расходов нефти по основной и резервным линиям;
- Текущих объемных расходов воды по основной линии;
- Вычисление суммарных накопительных расходов нефти по основной и резервным линиям;
- Вычисление суммарных накопительных расходов воды по основной линии; Загазованности на территории ДНС-lcc в четырнадцати точках;
Индикация: - Аварийного уровня в отстойниках предварительного сброса УПС-1, УПС2;
- Крайних положений регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2;
- Перегрев двигателей регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2;
- Аварийного отключения приводов регулирующих клапанов в УПС-1, УПС-2;
- Аварийного уровня взлива в буферных емкостях обезвоженной нефти и - отстойниках подтоварной воды ОГФ-1.. .ОГФ-3;
Специальные функции: - Выбор режима («норма», «испытательный», «недостоверность») работы аналоговых датчиков системы;
- Выбор режима управления насосами Н-2, Н-4 (автоматический/дистанционный);
- Выбор режима управления насосами Н-5, Н-6 (основной/резервный, дистанционный);
- Выбор режима работы дискретных регуляторов (автоматический/дистанционный);
- Выбор рабочей емкости (Е-1, Е-2, Е-3);
- Включение/выключение насосов Н-2, (Н-4) при максимальном/минимальном уровне в канализационной емкости (осушителе газа);
- Включение/выключение основного насоса при уровнях в рабочей емкости включения/выключения для основного насоса (задаются технологом);
- Включение/выключение резервного насоса при уровнях в рабочей емкости включения/выключения для резервного насоса (задаются технологом);
- Включение резервного насоса при срабатывании аварийного сигнализатора уровня в рабочей емкости, отключение после 20 мин. работы;
- Защита (останов) насоса Н-2 при: - Отклонении давления на выкиде насоса Н-2 ниже (выше) уставки с выдержкой времени 1 сек.
- Защита (останов) насоса Н-4 при: - Отклонении давления на выкиде насоса Н-4 ниже (выше) уставки с выдержкой времени 1 сек;
- Повышении температуры подшипников выше 70°С: - Защита (останов) насосов Н-5, Н-6 при: - Отклонении давления на выкиде насосов Н-5, Н-6 ниже (выше) уставки с выдержкой времени 5 сек;
- Повышении температуры подшипников выше 70°С; Повышении утечек через сальники;
- Дискретное регулирование межфазового уровня в УПС-1, УПС-2;
- Дискретное регулирование уровня взлива в рабочей емкости с помощью управляемого байпассирования основного насоса - байпас резервного насоса всегда закрыт;
Конфигурирование и обслуживание системы: - Запись/чтение уставок защиты насосов по давлению, температуре;
- Запись/чтение уставок уровней для включения/выключения насосов;
- Запись/чтение коэффициентов настроек регуляторов и уставок для регулирования технологического процесса;
Функции самодиагностики: - При выполнении самодиагностики проверяются: - Наличие напряжения питания на основном и резервном питающих фидерах; Исправность основного и резервного блоков питания;
- Наличие связи между основным и резервным контроллерами шкафа автоматики и встроенной ПЭВМ оператора АСУ ТП ДНС-1сс;
- Наличие связи между управляющими контроллерами шкафа автоматики;
- Наличие связи между управляющими контроллерами и блоком БИС, блоком БИС и датчиками загазованности;
- Наличие связи между управляющими контроллерами и модулями ввода/вывода; Исправность модулей ввода/вывода;
- Для датчиков и вторичных приборов, подключенных по двухпроводной схеме (датчики давления, уровня, расхода) анализируется значение поступающего токового сигнала. Оно должно быть не выше 22MA и не ниже 3,5MA;
- Для датчиков температуры, подключенных по трехпроводной схеме, проводится анализ состояния (подключен/не подключен);
- Рабочие условия эксплуатации системы автоматики "Карат-ДНС-1сс": для блоков реле: - температура окружающей среды, °С от -40 до 50
- атмосферное давление, КПА от 84 до 106,7
- относительная влажность воздуха при 35°С без конденсации влаги, % от 30 до 95
- для шкафа автоматики
- температура окружающей среды, °С от 10 до 40
- относительная влажность воздуха, % от 30 до 80%
- Степень защиты шкафа автоматики от проникновения воды и пыли, посторонних твердых частиц IP40, блоков реле IP65 по ГОСТ 14254.
3. Экспериментальная часть
3.1 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. Определит статическую характеристику можно аналитически и экспериментально. Обычно определение статических характеристик простых объектов не представляет трудностей, кроме того, они часто приводятся в литературе. 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, 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 ил 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. В заключение можно отметить, что многие промышленные технологические объекты имеют одну из следующих особенностей, влияющих на форму кривой разгона: - объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и наличием самовыравнивания;
- объект характеризуется отсутствием транспортного запаздывания и самовыравнивания;
- объект характеризуется наличием транспортного запаздывания и отсутствием/наличием самовыравнивания.
3.2 Выделение САР из общей схемы автоматизации
Изобразим процесс в УПС:
Основные входные параметры: Н [м]- межфазный уровень в УПС.
Основные выходные параметры: Qвых. пл.в [м3/час] - выходной расход пластовой воды.
Структурная схема комбинированной САР
3.3 Определение временных характеристик отстойника по режимным листам
Для нахождения передаточной функции объекта по основному каналам воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде.
1. Найдем передаточную функцию УПС по основному каналу. Регулируемая величина Qвых. пл.в (расход в м3/ч) в результате приложенного к объекту возмущения DH (уровень в м) при t®? стремится к конечному значению D Qвых. пл.в (?) отличному от нуля.
3.4 Определение передаточной функции отстойника по кривой разгона методом площадей
1. Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 0.2 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция их выхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.
2. Заполним таблицу 4. Для этого находим значения DХВЫХ в конце каждого интервала Dt.
, где DХВЫХ (?)= 0.6
Таблица 4 t DХВЫХ ?(t) 1 - ?(t)
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
Тип передаточной функции можно определить, построив график зависимости F(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.
Таким образом, функция приведена к безразмерному виду.
1. Перестраиваем функцию в другом масштабе времени (за независимую переменную примем переменную q).
Заполняем таблицу 2 и находим коэффициент F2, F3.
Таблица 2 q
0
0.15
0.3
0.45
0.6
0.75
0.9
1.05
1.2
1.35
1.5
1.65
1.8
1.95
2.
Записываем окончательное выражение исследуемого объекта в размерном виде.
a1=F1; a2=F2; а3=F3.
Найдем передаточную функцию возмущения по каналу возмущения. Регулируемая величина Qвых. пл.в (расход в м3/ч) в результате приложенного к объекту возмущения DH (уровень в м) при t®? стремится к конечному значению D Qвых. пл.в (?) отличному от нуля.
3.5 Определение передаточной функцию возмущения по кривой разгона методом площадей
Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 0.2 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция их выхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.
Заполним таблицу 5. Для этого находим значения DХВЫХ в конце каждого интервала Dt.
, где DХВЫХ (?)= 0,3
Таблица 5 t DХВЫХ ?(t) 1 - ?(t)
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
Тип передаточной функции можно определить, построив график зависимости F(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.
Таким образом, функция приведена к безразмерному виду.
3. Перестраиваем функцию в другом масштабе време
Вывод
В настоящее время 2/3 всей добываемой нефти и природного газа получают с комплексно - автоматизированных нефтедобывающих и газодобывающих предприятий, поэтому актуально и по сей день внедрять комплексные объекты с полной автоматизацией.
В данном курсовом проекте произошло знакомство с автоматизированной системой управления подготовки нефти на ДНС. Основная задача данной работы заключалась в выборе объекта, для которого необходимо было определить основные параметры и произвести расчет системы автоматического регулирования. В качестве объекта был выбран УПС, в котором осуществляется комбинированная система автоматического регулирования.
Расчет САР производится по методам, разработанным для аналоговых регуляторов. При этом уравнение объекта и регулятора представляются в разностной форме. В процессе расчета были выведены передаточные функции описывающие объект и произведен расчет одноконтурной САР. В общем случае хорошо разработанная система автоматического регулирования обеспечивает наилучшее качество, быстродействие, точность, экономию времени, сырья и рабочего персонала.
В настоящее время широко внедряются многоуровневые автоматизированные системы управления технологическими процесса, построенные на основе широкого применения микропроцессоров, микро- и мини-ЭВМ. дожимная насосная станция
Список литературы
1) Автоматизированная система управления технологическими процессами ДНС-lcc АСУ ТП ДНС-lcc Руководство пользователя НБКГ.421457.004 ИЗ
2) REALFLEX 4. Software Version 4.3 Документация V4.3
3) Автоматизированная система управления технологическими процессами ДНС-lcc. АСУ ТП ДНС-lcc Инструкция по эксплуатации НБКГ.421457.004 ИЭ
4) Система контроля загазованности "Гранат". Руководство по эксплуатации НБКГ.424333.001 РЭ
5) ДАТЧИКИ УРОВНЯ УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ ДУУ2М. Руководство по эксплуатации. УНКР.407533.068 РЭ
6) Датчик давления Метран-43 Руководство по эксплуатации. СПГК.5195.000.00 РЭ
7) Исакович Р.Я., Логинов В.И. «Автоматизация производственных процессов в НГП», учебник для вузов, М., Недра, 1983, 424с.
8) Пантаев, Дианов. «Основы теории автоматического регулирования».
9) Бадикова Л.Г. «Расчет настройки каскадной САР методом незатухающих колебаний и оценка качества процессов регулирования», Альметьевск-2003, АГНИ-24с.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
