Автоматизация первичной переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизация, основанная на ИКТ, является очень важной составляющей жизни современного общества. В процессе развития технологий, появилась возможность применения технических средств способных осуществлять саморегуляцию, экономических и математических методов и систем управления, которые способны освободить человека от участия в процессах получения, преобразования, передачи и использования энергии, материалов или информации, существенно уменьшающих степень этого участия или трудоемкость выполняемых операций. Этого можно достичь, используя различные средства автоматизации: датчики, контроллеры, исполнительные механизмы, которые могли бы имитировать поведение человека и его реакцию на протекающий технологический процесс.

Автоматизация технологических процессов позволяет увеличить производительность и улучшить условия труда. Все строящиеся и уже существующие промышленные объекты в той или иной степени оснащаются средствами автоматизации.

Сегодня сбережение энергоресурсов - одна из важнейших задач. Не менее важной задачей считается обеспечение безопасности персонала и окружающей среды.

Актуальность работы. Внедрение средств автоматизации и автоматизированных систем управления технологическими процессами на предприятиях нефтедобычи, нефтепереработки и нефтехимии приобретает особое значение, так как позволяет обеспечить эффективную работу предприятий в заданных режимах, повышать качество выпускаемых продуктов, обеспечит безаварийность и экологическую безопасность производств, повысить производительность труда.

Целью работы является разработка автоматизированной системы управления первичной переработкой нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

Объектом исследований является переработка нефтепродуктов на промышленных предприятиях (НПЗ).

Предметом исследований является автоматизированная система управления первичной переработкой нефти на НПЗ.



1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Сущность нефтеперерабатывающего производства. Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных этапа:

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений, содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов(вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия - смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка- производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

Рисунок 1.1 - Этапы переработки нефти

Первичная переработка нефти. Добытая нефть есть смесь нафтеновых, парафиновых, ароматических углеводов, которые имеют разный молекулярный вес и температуру кипения, и сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Первичная переработка нефти заключается в разделении подготовленной нефти и газов на фракции и группы углеводородов. При перегонке получают большой ассортимент нефтепродуктов и полупродуктов.

Суть процесса основана на принципе разности температур кипения компонентов добытой нефти. В результате сырье разлагается на фракции - до мазута (светлые нефтепродукты) и до гудрона (масла).

Первичная перегонка нефти может осуществляться с:

однократным испарением;

многократным испарением;

постепенным испарением.

При однократном испарении нефть нагревается в подогревателе до заданной температуры. По мере нагрева образуются пары. При достижении заданной температуры парожидкостная смесь поступает в испаритель (цилиндр, в котором пар отделяется от жидкой фазы).

Процесс многократного испарения представляет собой последовательность однократных испарений при постепенном повышении температуры нагрева.

Перегонка постепенным испарением представляет собой малое изменение состояния нефти при каждом однократном испарении.

Основные аппараты, в которых проходит перегонка нефти, или дистилляция, - это трубчатые печи, ректификационные колонны и теплообменные аппараты.

В зависимости от типа перегонки трубчатые печи делятся на атмосферные печи АТ, вакуумные печи ВТ и атмосферно-вакуумные трубчатые печи АВТ.

В установках АТ осуществляют неглубокую переработку и получают бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут.

В установках ВТ производят углубленную переработку сырья и получают газойлевые и масляные фракции, гудрон, которые в последствии используются для производства смазочных масел, кокса, битума и др.

Впечах АВТ комбинируются два способа перегонки нефти.

Процесс переработки нефти принципом испарения происходит вректификационных колоннах. Там исходная нефть с помощью насоса поступает в теплообменник, нагревается, затем поступает в трубчатую печь (огневой подогреватель), где нагревается до заданной температуры. Далее нефть в виде парожидкостной смеси входит в испарительную часть ректификационной колонны. Здесь происходит деление паровой фазы и жидкой фазы: пар поднимается вверх по колонне, жидкость стекает вниз.

Вышеперечисленные способы переработки нефти не могут быть использованы для выделения из нефтяных фракций индивидуальных углеводородов высокой чистоты, которые впоследствии станут сырьем для нефтехимической промышленности при получении бензола, толуола, ксилола и др. Для получения углеводородов высокой чистоты в установки перегонки нефти вводят дополнительное вещество для увеличения разности в летучести разделяемых углеводородов.

Полученные компоненты после первичной переработки нефти обычно не используются в качестве готового продукта. На этапе первичной перегонки определяются свойства и характеристики нефти, от которых зависит выбор дальнейшего процесса переработки для получения конечного продукта.

В результате первичной обработки нефти получают следующие основные нефтепродукты:

углеводородный газ (пропан, бутан);

бензиновая фракция (температура кипения до 200 градусов);

керосин (температура кипения 220-275 градусов);

газойль или дизельное топливо (температура кипения 200-400 градусов);

смазочные масла (температура кипения выше 300 градусов)остаток (мазут).



2. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Рассмотрим установку первичной переработки нефти СК-800-2КН, общей производительностью 195 тыс. тонн в год. Установка СК-800-2КНпредназначена для разделения нефти или газового конденсата на ректификационных колоннах насадочного типа с предварительным нагревом в трубчатой печи с целью получения бензиновой фракции, керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Дальнейшее доведение получаемых продуктов до ГОСТовских параметров осуществляется на блоке компаундирования, входящего в инфраструктуру МиниНПЗ.

Установка состоит из 2-х ректификационной колонн насадочного типа с выносной стриппинг-секцией (рис. 2.1), что позволяет улучшить качество продуктов. автоматизированный переработка нефть

Оборудование (теплообменные аппараты, рефлюксные емкости, насосы)размещается под и на технологической этажерке, состоящей из 2-х уровней.

Нагрев сырья и промежуточных фракций осуществляется рекуперативным теплообменном в теплообменниках и печью подогрева нефти.

Нагреватель, представляет собой горизонтальную трубчатую печь, работающую на жидком топливе.

Рисунок 2.1 - Общий вид установки СК-800-2КН

2.2 ГАБАРИТНЫЕ РАЗМЕРЫ УСТАНОВКИ

Установка состоит из 2-х основных блоков: блок рекуперации-ректификации и блок нагрева сырья и промежуточных фракций. Разделение блоков обуславливается противопожарными требованиями. Расстояние между блоками должно быть не менее 10м.

Блок рекуперации и ректификации, представляющий собой технологическую этажерку, ректификационные колонны, аппараты воздушного охлаждения, занимает площадку с габаритными размерами:

- Ширина -- 14 м,

- Длина -- 16 м,

- Высота колон с фундаментом -- до 20 м

Блок нагрева сырья и промежуточных фракций состоит из печи АНУ-2.5ВОМ. Габаритные размеры площадки под печами:

- Ширина -- 4 м

- Длина -- 8 м

- Высота дымовой трубы с фундаментом -- до 20 м



2.3 БЛОЧНАЯ СХЕМА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ НА СК-800-2КН

Сырьё (нефть) подаётся насосом из сырьевых емкостей в блок рекуперации где нагревается в теплообменных аппаратах за счёт тепла выходящей с установки продукции (дизельного топлива, мазута). После блока рекуперации, сырьё попадает в бензиновый блок, где из него в ректификационной колонне извлекаются бензиновая фракция. Затем отбензиненная нефть проходя печь трубчатую АНУ-2.5ВОМ и нагреваясь в ней, попадает в дизельный блок, где разделяется в ректификационной колонне на дизельную фракцию, керосин и мазут. Часть продуктов из блоков фракционирования поступают в блок рекуперации тепла, в котором охлаждаются, передавая своё тепло сырью, проходят блок охлаждения и затем направляются в продуктовые ёмкости.

При необходимости использования второй печи АНУ-1.0, она внедряется в технологическую линию после блока рекуперации перед колонной К1. Данное решение позволяет перерабатывать нефть с содержанием бензино-дизельных фракций более 55%.

Рисунок 2.2 - Блочная схема первичной переработки нефти

2.4 ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СОЗДАНИЯ АСУ ТП

Цель разработки системы АСУ ТП:

- повышение производительности оборудования;

- сокращение обслуживающего персонала;

- уменьшение затрат всех видов ресурсов;

- повышение безопасности использования оборудования.

Основные задачи создания АСУ ТП:

- контроль технологического процесса;

- точное соблюдение требований технологического регламента,

- исключение ошибки персонала при ведении технологического процесса, а также пуске и останове оборудования.

- улучшение условий труда персонала, за счет централизации рабочих мест, а также удобного предоставления оперативной информации;

- реализация дистанционного контроля и управления системой с АРМ оператора;

- повышение безопасности технологических процессов за счет надежных средств сигнализации, блокировок и защит с минимальным периодом реагирования.

2.5 НАЗНАЧЕНИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЕЧИ ПОДОГРЕВА НЕФТИ

Печь подогрева используется для нагрева отбензиненной нефти, поступающей на ректификационную колонну, для дальнейшего отделения дизельной фракции и мазута.

Печь подогрева (рис. 2.3), использующаяся на предприятии - это горизонтальная трубчатая печь номинальной мощностью 2,3 МВт используемая для подогрева нефтепродуктов. Площадь змеевика радиантной камеры 61 м2, а конвективной 19 м2, диаметр 76 мм, с допустимым давлением при максимальной температуре 1,5 Мпа. Температура на входе в печь +160°С, на выходе +360°С.

Производительность печи составляет 8500 кг/час. Топливо, использующееся для горелки, - это мазут, получаемый при ректификации нефти на предприятии.

Максимальная температура дымовых газов составляет +350°С.

Данная печь может использоваться при температуре окружающей среды от - 40°С до +60°С.

Общая масса печи составляет - 16835 кг, длина - 9000 мм, высота - 1950 мм. Высота дымовой трубы 20000 мм.

Рисунок 2.3 - Общий вид печи подогрева нефти

2.6 ТРЕБОВАНИЯ К АВТОМАТИКЕ

Функции, которые необходимо обеспечивать средствами автоматизации:

- регулирование технологического процесса в автоматическом режиме;

- защиту оборудования;

- дистанционный контроль и регистрацию текущих значений основных технологических параметров.

АС должна обеспечивать следующее:

- мониторинг всех измеряемых параметров;

- сигнализацию превышения границ параметров необходимых для безаварийной эксплуатации оборудования;

- поддержание заданного давления на входном и выходном трубопроводах;

- управление подачей инертного газа в топку и змеевик;

- управление температурой в газоходе печи;

- контроль наличия пламени запальника и основного пламени.

На АРМ оператора должна выдаваться вся информация о технологическом процессе.

2.7 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Оборудование, используемое для установки на открытых площадках, исходя из расположения предприятия должно быть устойчиво к температурам от -40 до +60°С и влажности около 80% при температуре окружающего воздуха35°С.

Должна быть возможность расширения, модернизации и масштабирования системы программно-аппаратного комплекса АС. Также необходим резерв каналов ввода/вывода в размере 20%.

Сенсорное оборудование, должно быть взрывобезопасным. При выборе датчиков необходимо осуществлять подбор аппаратуры с искробезопасными цепями. Чувствительные элементы датчиков должны быть выполнены из коррозионностойких материалов, либо иметь разделитель среды, так как они будут использоваться в агрессивных средах.

Технические средства должны иметь пыле-влагозащиту не менее IP56.

Показатели надежности датчиков рекомендуется выбирать исходя из показателей лучших отечественных изделий, а также изделий мирового уровня:

1. Наработка на отказ не ниже 100 тыс. часов.

2. Срок эксплуатации не менее 10 лет.

Контроллерное оборудование должно обеспечивать возможность подбора необходимых каналов ввода/вывода и иметь модульную архитектуру.

Для датчиков, которые находятся во взрывоопасной среде, допустимо использовать модули, оснащенные искробезопасными входными цепями либо внешние барьеры искробезопасности, размещаемые отдельно.

2.8 ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Для измерительных каналов системы должно обеспечиваться получение результатов измерения с необходимой точностью. Предел допускаемой погрешности информационного канала в нормальных условиях, принимается в качестве нормируемой характеристики. Форма представления метрологической характеристики в свою очередь это приведенная погрешность, которая выражена в процентах относительно диапазона измерений.

Метрологическое обеспечение ведется в целях создания основы обеспечения надлежащего качества эксплуатации печи подогрева и получения результатов измерений:

- эффективное ведение технологического процесса с соблюдением условий безопасности;

- исключение или сведение к минимуму риска принятия ошибочных решений и действий при управлении оборудованием;

- достоверный контроль безопасности обслуживающего персонала и окружающей среды.

2.9 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Программное обеспечение (ПО) АС включает в себя:

- системное ПО (операционные системы);

- инструментальное ПО;

- общее (базовое) прикладное ПО;

- специальное прикладное ПО.

Набор функций конфигурирования в общем случае должен включать:

- создание и ведение базы данных конфигурации (БДК) по входным/выходным сигналам;

- конфигурирование алгоритмов управления, регулирования и защиты с использованием стандартных функциональных блоков;

- создание мнемосхем (видеокадров) для визуализации состояния технологических объектов;

- конфигурирование отчетных документов (рапортов, протоколов).

Средства создания специального прикладного ПО должны включать в себя технологические и универсальные языки программирования и соответствующие средства разработки (компиляторы, отладчики).

Технологические языки программирования должны соответствовать стандартуIEC 61131-3.

Базовое прикладное ПО должно обеспечивать выполнение стандартных функций соответствующего уровня АС (опрос, измерение, фильтрация, визуализация, сигнализация, регистрация и др.).

Специальное прикладное ПО должно обеспечивать выполнение нестандартных функций соответствующего уровня АС (специальные алгоритмы управления, расчеты и др.).

2.10 ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕМАТИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Математическое обеспечение АС должно позволять реализовывать компоненты автоматизированной системы и представлять из себя различные математические методы, модели и алгоритмы обработки информации.

Алгоритмы и методы должны представляться в форме, которая допускает их реализацию в ПО. При создании математического обеспечения нижнего уровня следует пользоваться стандартным набором функций, которые реализуются с использованием программных и технических средств.



2.11 ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

Информационное обеспечение можно рассматривать как совокупность решений по форме, организации, объемам, хранению, распределению и содержанию информации которая используется в системе при ее работе. Правила действий с информацией, а также БД и СУБД.

Структура и способ организации данных должны позволять расширение и изменение функционала системы.

Для обеспечения совместимости систем необходимо использовать стандартные протоколы обмена, а также систему кодирования и декодирования сигналов.

Информационная функция в АСУ ТП реализуется за счет сбора и первичной обработки информации о текущих параметрах ТП.АСУ ТП должна обеспечивать прием сигналов от датчиков с выходным аналоговым сигналом 4-20 мА и с дискретным сигналом 0-24 В.



3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ

3.1 ЭТАПЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ ОБЪЕКТОВ УПРАВЛЕНИЯ

Идентификация математических моделей, объектов и систем управления - процедура выбора наилучшей математической модели из имеющегося множества моделей-кандидатов на основе анализа результатов наблюдений за физическим объектом (рис. 3.1). Процесс проведения идентификации требует наличия трех обязательных компонентов:

1). Результаты наблюдений за физическим объектом (данные).

2). Множество моделей-кандидатов (структура математической модели).

3). Правило оценки степени соответствия идентифицируемой модели результатам наблюдений.

Рисунок 3.1 - Этапы идентификации объектов



3.2 АНАЛИТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА

Процесс составления системы дифференциальных уравнений, описывающих динамику объекта, сводится к следующему. Находят уравнение материального или энергетического баланса объекта, выявляя кинетические закономерности, гидродинамические условия и т.д. Далее, от абсолютных значений входных и выходных величин переходят к приращениям в без размерном виде. Полученные уравнения приводят к каноническому виду.

В нашей работе регулирующим (выходным) параметром является температура нефти при первичной переработке.

Регулируемым (входным) параметром-температура на входе/выходе печи подогрева нефти.

Исходя из этого можно утверждать, что моделью нашего объекта является теплообменник.

Жидкий продукт (нефть) нагревается теплоносителем (расход - FП, кг/с) до температуры ТЖ, °С. Расход продукта через теплообменник равен FЖ, его температура на входе - Т'Ж, удельная теплоемкость - СЖ, Дж/(кг·град). Выходной величиной теплообменника является изменение температуры нефти - ТЖ, входные величины - изменение параметра нагрева FП, расход жидкого продукта РЖ и его температура ТЖ.

Рисунок 3.2 -Схема параметров теплообменника



Составим математическое описание нашего теплообменника (для дальнейшего использования в работе). Передаточные функции теплообменника находятся в виде:

по каналу X >Y

по каналу X1 > Y

по каналу Z > Y

где

WЖ - масса жидкости в теплообменнике, кг;

WСТ - масса теплопроводящих стенок, кг;

А - суммарная поверхность стенок, м2;

ССТ - теплоемкость стенок.

Выходная величина теплообменника в операторной форме

Получив выходную величину теплообменника, мы можем построить экспериментальную переходную характеристику процесса первичной переработки нефти.

3.3 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ МЕТОДОМ ИНТЕГРАЛЬНЫХ ПЛОЩАДЕЙ

В результате эксперимента получена переходная функция изменения уровня газа в барабане сепаратора при скачкообразном изменении подачи газа, которая представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Экспериментальная переходная характеристика

1. Выделим на экспериментальной кривой участка чистого запаздывания и пренебрежем им фтр = 1,1 мин. Выбираем Дt = 0,5 мин. интервал разбиения кривой.

2. Строим переходную характеристику в безразмерном виде (кривая разгона)у(t), где:

Для этого значения h(Дt) в конце каждого интервала Дt делим на hmax(t).

3. Получившиеся значения у(t) заносим в графу 2 таблицы 3.1. По данным этого столбика заполняем графу 4 настоящей таблицы и подсчитываем ее сумму:

Рисунок 3.4 - Кривая разгона в безразмерном виде

Таблица 3.1 - Расчетные данные разбиение кривой

h(t)	t, мин	у(iДt)	1-у(iДt)	O = t/F1	h(t)	t, мин	у(iДt)	1-у(iДt)	O = t/F1
1	2	3	4	5	1	2	3	4	5
0	0	0	1	0	62,76	10,5	0,9806	0,0194	3,0262
1,11	0,5	0,0173	0,9827	0,1441	63,00	11	0,9844	0,0156	3,1703
6,27	1	0,0979	0,9021	0,2882	63,20	11,5	0,9874	0,0126	3,3144
13,28	1,5	0,2074	0,7926	0,4323	63,35	12	0,9899	0,0101	3,4585
20,63	2	0,3224	0,6776	0,5764	63,48	12,5	0,9919	0,0081	3,6027
27,58	2,5	0,4310	0,5690	0,7205	63,58	13	0,9935	0,0065	3,7468
33,79	3	0,5280	0,4720	0,8646	63,66	13,5	0,9948	0,0052	3,8909
39,16	3,5	0,6118	0,3882	1,0087	63,73	14	0,9958	0,0042	4,0350
43,69	4	0,6827	0,3173	1,1528	63,78	14,5	0,9966	0,0034	4,1791
47,48	4,5	0,7418	0,2582	1,2970	63,83	15	0,9973	0,0027	4,3232
50,60	5	0,7906	0,2094	1,4411	63,86	15,5	0,9978	0,0022	4,4673
53,15	5,5	0,8305	0,1695	1,5852	63,89	16	0,9982	0,0018	4,6114
55,24	6	0,8631	0,1369	1,7293	63,91	16,5	0,9986	0,0014	4,7555
56,93	6,5	0,8896	0,1104	1,8734	63,93	17	0,9989	0,0011	4,8996
58,30	7	0,9110	0,0890	2,0175	63,94	17,5	0,9991	0,0009	5,0437
59,41	7,5	0,9283	0,0717	2,1616	63,95	18	0,9993	0,0007	5,1878
60,31	8	0,9423	0,0577	2,3057	63,96	18,5	0,9994	0,0006	5,3319
61,03	8,5	0,9536	0,0464	2,4498	63,98	19	0,9996	0,0004	5,4760
61,61	9	0,9626	0,0374	2,5939	63,99	19,5	0,9998	0,0002	5,6201
62,08	9,5	0,9700	0,0300	2,7380	64,00	20	1	0	5,7642
62,45	10	0,9758	0,0242	2,8821

Найдем сумму столбца 4 (по формуле 3.6):

4. Определим площадь F1 по формуле:



Рисунок 3.5 - Вспомогательная функция

5. Строим вспомогательную функцию (1-у) = f(O) (значения берем из таблицы 3.1).

Выберем шаг ДO = 0,144106 и заполним таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Расчетные данные

O	1-у(iДO)	1-O	(1-у(iДO))*(1-O)	1-2O+O2/2	(1-2O+O2/2)*(1-у)	(1-2O+O2/2-O6/6)*(1-у)
1	2	3	4	5	6	7
0	1	1	1	1	1	1
0,144	0,9827	0,856	0,8411	0,7222	0,7096	0,7096
0,288	0,9021	0,712	0,6421	0,4651	0,4196	0,4195
0,432	0,7926	0,568	0,4499	0,2288	0,1813	0,1805
0,576	0,6776	0,424	0,2870	0,0133	0,0090	0,0049
0,721	0,5690	0,279	0,1590	-0,1815	-0,1033	-0,1165
0,865	0,4720	0,135	0,0639	-0,3555	-0,1678	-0,2006
1,009	0,3882	-0,009	-0,0034	-0,5087	-0,1975	-0,2656
1,153	0,3173	-0,153	-0,0485	-0,6412	-0,2034	-0,3276
1,297	0,2582	-0,297	-0,0767	-0,7529	-0,1944	-0,3992
1,441	0,2094	-0,441	-0,0924	-0,8438	-0,1767	-0,4893
1,585	0,1695	-0,585	-0,0992	-0,9140	-0,1549	-0,6030
1,729	0,1369	-0,729	-0,0998	-0,9634	-0,1319	-0,7420
1,873	0,1104	-0,873	-0,0965	-0,9920	-0,1096	-0,9053
2,017	0,0890	-1,017	-0,0906	-0,9998	-0,0890	-1,0894
2,162	0,0717	-1,162	-0,0833	-0,9869	-0,0708	-1,2897
2,306	0,0577	-1,306	-0,0754	-0,9533	-0,0550	-1,5002
2,450	0,0464	-1,450	-0,0673	-0,8988	-0,0417	-1,7148
2,594	0,0374	-1,594	-0,0595	-0,8236	-0,0308	-1,9273
2,738	0,0300	-1,738	-0,0522	-0,7277	-0,0219	-2,1316
2,882	0,0242	-1,882	-0,0455	-0,6109	-0,0148	-2,3225
3,026	0,0194	-2,026	-0,0394	-0,4734	-0,0092	-2,4957
3,170	0,0156	-2,170	-0,0339	-0,3152	-0,0049	-2,6475
3,314	0,0126	-2,314	-0,0291	-0,1361	-0,0017	-2,7753
3,459	0,0101	-2,459	-0,0248	0,0637	0,0006	-2,8775
3,603	0,0081	-2,603	-0,0211	0,2842	0,0023	-2,9532
3,747	0,0065	-2,747	-0,0179	0,5256	0,0034	-3,0024
3,891	0,0052	-2,891	-0,0151	0,7877	0,0041	-3,0258
4,035	0,0042	-3,035	-0,0128	1,0706	0,0045	-3,0246
4,179	0,0034	-3,179	-0,0108	1,3742	0,0047	-3,0005
4,323	0,0027	-3,323	-0,0090	1,6986	0,0046	-2,9555
4,467	0,0022	-3,467	-0,0076	2,0438	0,0045	-2,8922
4,611	0,0018	-3,611	-0,0063	2,4097	0,0042	-2,8122
4,756	0,0014	-3,756	-0,0053	2,7964	0,0039	-2,7188
4,900	0,0011	-3,900	-0,0044	3,2039	0,0036	-2,6141
5,044	0,0009	-4,044	-0,0037	3,6321	0,0033	-2,4995
5,188	0,0007	-4,188	-0,0031	4,0811	0,0030	-2,3790
5,332	0,0006	-4,332	-0,0026	4,5509	0,0027	-2,2544
5,476	0,0004	-4,476	-0,0017	5,0414	0,0019	-1,7073
5,620	0,0002	-4,620	-0,0010	5,5527	0,0012	-1,1788
5,764	0	-4,764	0	6,0848	0	0

6. Подсчитаем сумму столбцов 4, 6 и 7 (табл. 3.2):

7. Определим интегральные площади:

Площадь F4оказалась отрицательной; следовательно, ее отбрасываем. Тогда структуру передаточной функции выбираем вида:

где: a1 = F1 = 3,4697 мин.;

a2 = F2 = 2,9549 мин.2;

a3 = F3 = 0,5612 мин.3;

Переходная кривая характеризуется наличием транспортного запаздывания ф = 25 мин.

Поэтому передаточную функцию объекта выбираем как произведение двух передаточных функций: W1(p) = exp[-фЧp], соответствующей запаздыванию, и W2(p), соответствующей функции h(t) = h(t - ф), для которой за начало отсчета принято время t = ф. Тогда передаточная функция объекта запишется так:

Результаты расчета величины погрешности сведены в таблице 2.3.

Таблица 3.3 - Величина погрешности расчета

t	0,5	1	1,5	2	2,5	3	3,5	4	4,5	5
	0,74	4,92	11,52	18,9	26,06	32,52	38,14	42,89	46,85	50,11
	1,1	6	13,3	21	27,58	33,8	39,16	43,7	47,48	50,6
,%	-0,58	-2,11	-2,75	-2,70	-2,38	-1,98	-1,59	-1,27	-0,98	-0,77

Расчет погрешности производился по формуле (2.13):

Вывод: Максимальная погрешность составила: Д = 2,75%, что ниже допустимой в 5%. Можно сделать вывод о том, что в данном случае метод интегральных площадей позволил найти точную передаточную функцию.



4. ВЫБОР РЕГУЛЯТОРА

4.1 ВЫБОР КАНАЛА РЕГУЛИРОВАНИЯ

Рисунок 4.1 - Схема работы системы регулирования

В нашей работе возмущающим фактором является температура окружающей среды. При низких температурах (менее -10°С) влага в трубопроводах замерзает и оказывает негативное влияние на переработку нефти.

Для предотвращения замерзания влаги при снижении температуры воздуха предусмотрена автоматическая рециркуляция воздуха: с помощью местных регуляторов TIC-2207, TIC-2208 (TIC-3207, TIC-3208) поддерживается температура равная 15°C.

4.2 ВЫБОР ТИПА РЕГУЛЯТОРА

Под выбором закона регулирования подразумевается выбор простейшего наиболее дешевого и простого в эксплуатации регулятора, обеспечивающего при различных возмущениях в заданных пределах динамическую ошибку, время регулирования и статическую ошибку. Следовательно, тип регулятора любой автоматической системы может быть определен либо по 3-м из этих показателей, либо по некоторым из них.

Рисунок 4.2 - Блок-схема «Выбор типа регулятора»

Тип автоматического регулятора (закон регулирования) выбирается с учетом свойств объекта регулирования и заданных параметров качества переходного процесса. К качеству регулирования каждого конкретного технологического процесса, имеющего присущие только ему особенности, предъявляются конкретные требования; в одних случаях оптимальным или заданным может служить процесс, обеспечивающий минимальное значение динамической ошибки регулирования, в других - минимальное значение времени регулирования, и т.д.

В данном случае это требование будет заключаться в минимальном значении времени регулирования. Для этого заранее выбирают в соответствии с требованиями технологии один из типовых переходных процессов:

Граничный апериодический.

С 20% перерегулированием.

С минимальной квадратичной площадью отклонения (40-45% перерегулирования.)

Выбор регулятора осуществляют в следующей последовательности.

Сначала проверяют - сможет ли простейший регулятор (И-регулятор) обеспечить заданное качество регулирования. Если да, то переходят к определению параметров его настройки. Если нет, то последовательно рассматривают регуляторы, имеющие более сложные законы. Выбор заканчивают, когда найден регулятор, обеспечивающий заданное качество регулирования. Затем находят значения параметров настройки этого регулятора.

Подбор регулятора начинают с определения максимального динамического отклонения регулируемой величины в замкнутом контуре - у1. При этом должны соблюдаться условия

	(4.1)

где: у1.ДОП- максимально допустимое в системе регулирования динамическое отклонение выходной величины.

Для устойчивых объектов величина у1 определяется по равенству:

	(4.2)

где: RД- динамический коэффициент регулирования в системах с устойчивыми объектами;

k0- коэффициент передачи объекта по каналу регулирующего воздействия;

xB- регулирующее воздействие.

По значениям RД, определенным сначала для И - регулятора, по равенству (форм. 4.2) вычисляют значение у1 и сравнивают их с допустимым по условию. При удовлетворении этого условия И - регулятор проверяют на время регулирования tP. Если он не обеспечивает заданного динамического отклонения регулируемой величины в заданном контуре или необходимое время регулирования, то последовательно проверяют более сложные законы регулировании до удовлетворения условию (форм. 4.1).

В случае выбора П - регулятора дополнительно проверяют величину статической ошибки регулирования уСТ на соблюдения неравенства:

	(4.3)

Статическую ошибку регулирования определяют по равенству:

	(4.4)

Здесь у*СТ - относительная величина статической ошибки регулирования, равные соответственно уСТ при k0= 1 и xB = 1.

Проверку регуляторов на время регулирования tP выполняют в соответствии с условием:



	(4.5)

где: tР.ДОП- заданное максимально допустимое время регулирование.

Значения tP/ф, при которых в системе обеспечивается протекание заданного типового переходного процесса, находят по графикам.

Ориентировочно характер действия регулятора определяют по величине соотношения ф/Т.

Если ф/Т < 0,2 - позиционный регулятор.

Если 0,2 < ф/Т < 1 - регулятор непрерывного действия.

Если ф/Т > 1 - то выбирается многоконтурная система регулирования.

Для определения типа регулятора берем передаточную функцию 3-го порядка, полученную методом интегральных площадей:

Чтобы определить постоянные времени Т, найдем корни знаменателя передаточной функции: р1 = -3,7395; р2 = -1,0879; р3 = -0,438.

Запишем знаменатель в виде: (р + 3,7395) Ч (р + 1,0879) Ч (р + 0,438).

Выделим единицу в каждой скобке и определим постоянные времени Т:

Т1 = 1,6 мин; Т2 = 7,2 мин; Т3 = 16 мин.

Выбираем максимальное Т = 16 мин.

Определим характер действия регулятора:

Следовательно, выбираем многоконтурную систему регулирования, так как: ф/Т > 1.

Рисунок 4.3- Типовая структурная схема многоконтурного регулятора

4.3 ВЫБОР ЗАКОНА РЕГУЛИРОВАНИЯ

В промышленности наиболее часто применяют регуляторы непрерывного действия (И-, П-, ПИ-, ПИД - регуляторы).

Рисунок 4.4 - Номограмма для выбора закона регулирования

При выборе закона регулирования учитывают:

- свойства объекта;

- максимальную величину отклонения;

- принятый для данного технологического процесса вид типового переходного процесса;

- допустимые значения показателей качества процесса регулирования.

Закон регулирования выбирается по номограммам, для этого надо:

1. Выбрать один из типовых переходных процессов для объекта в соответствии с технологическими требованиями;

2. Задать время t*, в течении которого желательно окончание переходного процесса;

3. Найти соотношения ф/Т и t*/ф;

4. По номограмме определить на пересечении двух линий закон регулирования.

По номограмме находим параметры:

В данной работе выбран ПИД- закон регулирования.



5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСТРОЕЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ РЕГУЛЯТОРА

5.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСТРОЕЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ РЕГУЛЯТОРА МЕТОДОМ НОМОГРАММ

По выбранному ранее закону регулирования выбираем нужную нам номограмму.

Рисунок 5.1 - Номограммы для определения оптимальных параметров настройки ПИД-регулятора статических объектов

а) - y = 1,0-0,95;

б) - y = 0,95-0,85;

в) - y = 0,85-0,75

По номограмме находим настроечные параметры:

Определив закон регулирования, выбрав один из типовых переходных процессов, определим настроечные параметры ПИД-регулятора:

C1 = КР = 0,15;

СО = КР/ Ти = 0,15 /133,2=0,0011.

Для ПИ-регулятора передаточная функция имеет вид:

	(5.1)

При помощи программы Samsim строим переходную характеристику замкнутой системы:

Рисунок 5.2 - Переходная характеристика замкнутой системы

5.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСТРОЕЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ РЕГУЛЯТОРА МЕТОДОМ РАСШИРЕННЫХ АМПЛИТУДНО-ФАЗОЧАСТОТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

Исходным условием является выражение:

	(5.2)

Путем замены р= (j­m)w определяют РАФЧХ объекта W(m,jw), разлагая ее на мнимую и реальную части:

W (m,jw) = Reоб(m,w)+jImоб(m,w) (5.3)

где: Reоб(m,w)=Pоб(m,w,ф,k1,k2,…,T1,T2,…) - расширенная действительная часть;

Imоб(m,w)=Qоб(m,w,ф,k1,k2,…,T1,T2,…) - расширенная мнимая часть.

	(5.4)

Заменим p = (j-m)w;

Т.к. используется ПИ - регулятор:

имеем:

Проводя соответствующие преобразования, получаем систему уравнений:

Решаем систему уравнений относительно Rep(m,w) и Imp(m,w)

В полученные формулы подставляем числа и выполняем построение кривой С0=f(C1).

Пусть ш=0,75, тогда m=0,221.

Таблица 5.1 - Данные для построения кривой затухания процесса регулирования

C0	C1
0,000807	0
0,001609	0,02604
0,002461	0,047091
0,003182	0,068337
0,0036	0,088531
0,003556	0,106534
0,002919	0,121352
0,001594	0,132166
0	0,13835

Рисунок 5.3 - Линия равной степени затухания процесса регулирования



Выбираем точку А, лежащую немного правее максимума.

С0=0,0011, С1=0,138.

Kр = С1 =0,138 , Ти = Kр/ С0=125.5 мин.

Получаем переходную характеристику:

Рисунок 5.4 - Переходная характеристика

Пусть ш=0,9, тогда m=0,366.

Таблица 5.2 - Данные для построения кривой равной степени затухания процесса регулирования

C0	C1
0,00023	-0,00449
0,000802	0,015817
0,001525	0,036627
0,002208	0,056528
0,002674	0,074319
0,002771	0,089028
0,002382	0,099923
0,00143	0,106517
0	0,11

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Рисунок 5.5 - Линия равной степени затухания

Выбираем точку В, лежащую немного правее максимума.

С0=0,0011, С1=0,155.

Kр = С1 =0,155, Ти = Kр/ С0=141 мин.

Рисунок 5.6 - Переходная характеристика

Вывод: настроечные параметры, найденные по 2-м методам, удовлетворяют критериям качества. Более удачный параметр был определен методом РАФЧХ. Он превосходит табличный метод практически по всем параметрам, в том числе и по главному из них в данном процессе - времени регулирования. Поэтому выбираем для нашего регулятора настройки, полученные методом РАФЧХ.



6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА РЕГУЛИРОВАНИЯ

Рисунок 6.1 - Переходная характеристика замкнутой системы

Перечислим основные характеристики замкнутой системы:

Время переходного процесса tр характеризует быстродействие системы и определяется как интервал времени от начала переходного процесса и до момента, когда отклонение выходной величины от её установившегося значения становится < 5%.

tр = 360 мин;

Перерегулирование - это максимальное отклонение в переходный период:



Число колебаний равно числу минимумов (максимумов) кривой переходного процесса за время регулирования N = 1;

Колебательность переходного процесса (%):

Частота колебаний:

Время достижения максимума: tmax= 307 мин;

Время нарастания переходного процесса: tн=261 мин;

Степень затухания:



7. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ

Рисунок 7.1 - Структурная схема автоматизации

З (задатчик) + УС (устройство сравнения) + Р (регулятор) - УУ (управляющее устройство. Система Damatic XDi;

ИМ - исполнительный механизм;

РО - регулирующий орган;

ОУ - объект управления;

ВВ - возмущающее воздействие;

ИУ - измерительное устройство.



8. ВЫБОР СРЕДСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ

8.1 ПРИБОРЫ ГРУППЫ АВТОМАТИКИ

Регулирование основных процессов осуществляется с помощью микропроцессорных программируемых приборов Протар. На каждый регулятор установлено по одному или двум приборам. На вход прибора подаются токовые (0-5 мА) сигналы с датчиков. В комплекте с термоэлектрическими преобразователями и термометрами сопротивления работают блоки усиления (БУС-10, БУТ-10), для формирования на выходе токовых сигналов, так как Протар работает только с унифицированными сигналами. С помощью заданной программы он выдает регулирующее воздействие, которое в последствие усиливается блоком усиления и подается на исполнительный механизм. Для автоматического регулирования сепароагрегатов установлено: 7 приборов Протар для одного сепаратора. Названия регуляторов приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Список приборов группы автоматики

№	Название регулятора	Количество приборов Протар	Название входного сигнала	Название датчика (количество)
1	Температура нефти	2 (Протар- 101)	Температура нефти	ТХК ( 2 )
2	Тепловая нагрузка	1 (Протар-112)	1. Расход газа.	Сапфир-ДД ( 1 )
			2.Давление газа.	Сапфир-ДИ ( 1 )
			3.Давление в резервуаре.	Сапфир-ДИ ( 1 )
3	Температура нефти	(Протар-112)	1. Температура в резервуаре (1 ступень)	ТХК ( 1 )
			2. Температура в резервуаре(2 ступень)	ТХК ( 1 )
			3. Температура в резервуаре (2 ступень)	ТХК ( 1 )



8.2СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ

Выбираем следующее оборудование.

1.Регулятор тепловой нагрузки.

Регулятор тепловой нагрузки предназначен для автоматического поддержания тепловой нагрузки резервуара в соответствии с заданием, устанавливаемым оператором-технологом. Основной регулируемой величиной является сигнал по теплу, формируемые программным образом в ПРОТАРе на основе входных сигналов - расхода и давления газа на выходе из резервуара.

2.Регулятор температуры нефти.

Регулятор температуры нефти предназначен для стабилизации температуры нефти на заданном уровне путем изменения расхода охлаждающей воды через пароохладитель. Входные цепи регулятора выполнены обычным способом, с воздействием на клапан расхода охлаждающей воды.

8.3 МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ КОНТРОЛЛЕР (МФК)

Контроллер предназначен для сбора, обработки информации и управления объектами в схемах автономного управления или в составе распределенной системы управления на основе локальных сетей уровней LAN и Fieldbus, а также передаче параметров на диспетчерский пункт. Контроллер может работать в автономном режиме, в режиме удаленного терминала связи и в смешанном режиме.

Контроллер является проектно-компонуемым изделием. Модули (процессорный, коммуникационные, ввода-вывода) устанавливаются в контроллер изготовителем в соответствии с заказанной конфигурацией. Пользователь может самостоятельно наращивать или изменять конфигурацию контроллера. Контроллер состоит из базовой части, одного процессорного и коммуникационных модулей, модулей ввода-вывода, блока клавиатуры и индикации. Базовая часть состоит из корпуса, блока питания и объединительной платы. Внутри корпуса смонтирован импульсный блок питания мощностью 150 Вт и объединительная плата. Внутрь корпуса устанавливается процессорный модуль и до 16 модулей ввода-вывода. Внешние разъемы модулей выведены на лицевые планки. Корпус контроллера имеет степень защиты IP20 и предназначен для установки в монтажном шкафу.

Описание разъемов на контроллере МФК:

Разъем LAN1 предназначен для организации обмена с СВУ (Ethernet).

Разъем LAN2 - для организации межконтроллерного обмена технологической и диагностической информацией по выделенному каналу связи (Ethernet).

Разъем КВ - для подключения клавиатуры.

Процессорный модуль БЦП2 Advantech РСМ-5823 содержит:

* процессор NS GX1- 300;

* системное ОЗУ SODIMM 144 с объемом памяти 128 Мб;

* системное ППЗУ CompactFlash объемом 50 Мб;

* два программно-совместимых с контроллером 16 С 550 последовательных порта: COM1 (RS-232) и COM2 (RS-485/RS-232). Порт СОМ1 предназначен для проведения кофигурирования контроллера. Порт СОМ 2 используется для подключения блока клавиатуры и индикации V03 или панели оператора V04;

* два интерфейса 100/10BASE-T Ethernet IEEE 802.3u;

* контроллер VGA (разрешение 1280 х 1024 или 1024 х 768 точек);

* разъем для подключения РС /АТ клавиатуры;

* встроенные часы реального времени с календарем (питание для часов поступает от батареи контроллера);

* питание +5 В ±5%, 2 А;

* сторожевой таймер WatchDog.

РК МФК представляет собой шкаф комплектной автоматики, в котором размещаются:

- два взаимосвязанных определенным образом контроллера МФК с одинаковой комплектацией и размещением собственного оборудования, а также с одинаковым базовым программным обеспечением;

- устройства, обеспечивающие соединение указанных контроллеров с сигнальными («объектовыми») проводами (модули клеммных соединений и умощнители дискретных сигналов);

- устройства, обеспечивающие электропитание активного оборудования комплекса, а также датчиков и исполнительных устройств системы автоматизации (источники питания и устройства защиты);

- коммуникационное устройство, обеспечивающее связь контроллеров комплекса с оборудованием «верхнего» (станционного) уровня системы автоматизации (коммутатор или концентратор сети Ethernet).

Краткие технические характеристики МФК:

Максимальное число дискретных входов .….......................