Технологическая схема процесса комплексной автоматизации управления трубопроводным транспортом

Размещено на http://www.Allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Описание технологической схемы процесса

2. Описание схемы комплексной автоматизации

3. КТС

4. Расчетная часть

4.1 Экспериментальное определение динамических характеристик объектов регулирования

4.2 Определение передаточной функции объекта по его кривой разгона

4.3 Программа расчета настроек регулятора

ВЫВОД

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

В понятие трубопроводный транспорт в нефтяной промышленности входит транспорт на дальние расстояния нефти и нефтепродуктов по трубопроводам. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута.

Современные магистральные трубопроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Трубопроводный транспорт наряду с экономичностью обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов. Сооружены крупные нефтепроводы для снабжения нефтеперерабатывающих заводов.

Нефтепроводы по своему устройству в принципе одинаковы и состоят из собственно трубопровода и насосных (перекачивающих) станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различаются они лишь отдельными элементами технологических схем магистрального трубопровода.

Основными сооружениями магистрального нефтепровода являются: головная перекачивающая станция, в резервуары которой поступает нефть, при этом нефть в них закачивается по подводящим нефтепроводам, проложенным от нефтяных промыслов; промежуточные перекачивающие станции, обеспечивающие дальнейшее продвижение нефти по трубопроводу; конечный пункт или нефтебаза, где осуществляется прием нефти из трубопровода для дальнейшей отправки потребителю, и собственно трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями, к которым относятся дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты, устройства линейной и станционной связи, установки коррозийной защиты, а также вспомогательные сооружения.

Описание технологической схемы процесса

Под технологической понимается принципиальная схема коммуникаций, соединяющих технологические объекты и обеспечивающих проведение операций по перекачке. Основными требованиями, предъявляемыми к технологическим схемам, являются их простота, возможность выполнения всех предусмотренных проектом технологических операций при минимальном количестве запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, минимальная длина технологических трубопроводов.

В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров на нефтепроводах используют следующие системы перекачки: постанционную, с подключенным резервуаром, из насоса в насос.

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефти из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекачиваемой нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от «больших дыханий» резервуаров. Постанционная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.

Система перекачки нефти с «подключенным резервуаром» предусматривает, что основное ее количество проходит по трубопроводу, минуя резервуар. Поскольку колебания уровня нефти в нем происходит только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, при данной системе перекачки потери нефти от «больших дыханий» ниже. При синхронной работе участков уровень в «подключенном резервуаре» остается постоянным.

При системе перекачки «из насоса в насос» резервуары промежуточных НПС отключаются от трубопровода во время аварий или ремонта. Нефть проходит только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери от испарения и полностью используется подпор предыдущей станции. Данная система предусматривает полную синхронизацию работы перегонов нефтепровода в пределах эксплуатационного участка или даже всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе «из насоса в насос» является самой распространенной на существующих нефтепроводах.

При проектировании головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода (в головной части магистрали), т.е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода, т.к. она служит для приема нефти с последующей подачей на трубопровод. Промежуточные станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности, на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции - на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций кроме собственно перекачивающих насосных (основной и подпорной) входят: резервуарный парк (для головных и наливных станций), устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных (наливных) станциях или на промежуточных (на которых предусматривается налив продуктов в железнодорожные цистерны) сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства (эстакады).

Кроме технологических сооружений на площадках размещают производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, а также административно-хозяйственные постройки.

Здания и сооружения перекачивающих станций размещают на территории по зонам, расстояния между которыми, а также разрывы между отдельными зданиями и сооружения ми внутри зон принимаются в соответствии с нормами и правилами проектирования. Габариты зданий насосных при компоновке оборудования внутри зон принимают кратными стандартному шагу колонн (6,9 и 12) с учетом конструктивных особенностей устанавливаемого оборудования, удобства монтажа и эксплуатации.

Все технологические сооружения перекачивающих станций связаны системой трубопроводов. Система технологических трубопроводов станции позволяет производить следующие основные операции: прием нефти в резервуары и подачу ее по магистральному трубопроводу к следующей станции с необходимым подпором (противокавитационным запасом); приемку из магистрального нефтепровода и пуск в него скребка без остановки станции; автоматический переход на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу, минуя ближайшую промежуточную станцию в случае ее остановки; сброс нефти из системы разгрузки насосов в резервуары-приемники при чрезмерном повышении давления с последующей откачкой в приемный трубопровод основных насосов; внутрипарковые перекачки, осуществляемые подпорными насосами; подачу нефти в резервуары через размывающие головки с целью предотвращения отложения парафина и зачистки резервуара.

НПС снабжаются как основным, так и вспомогательным оборудованием. К основному оборудованию относятся насосные агрегаты (насосы в комплект с двигателем) осуществляющие перекачку нефти по магистральному трубопроводу, а к вспомогательному - оборудование, обслуживающее основные агрегаты, например: местные водяные и топливные насосы, компрессоры и другие устройства воздухоснабжения, установка маслоснажения для системы смазки, вентиляторы, питательные бочки, теплообменники и др.

Основным типом насосного агрегата является центробежный насос (с приводом от электродвигателя), подача которого достигает 10000-12000м³/час напором, превышающим 200 м.

Расчеты и практика проектирования показали, что всегда целесообразнее и экономичнее работа двух ли трех последовательно соединенных насосов (по сравнению с одним высоконапорным насосом). Поэтому в магистральных насосных обычно устанавливают групповой насосный агрегат из двух или трех последовательно соединенных насосов, обеспечивающих напор 400-600 м при сохранении подачи каждого насоса и минимальной мощности электродвигателей. Число рабочих насосов определяется исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов и режима перекачки (с учетом автоматического регулирования параметров работы).

Центробежные насосы совершенно незаменимы при работе магистрального трубопровода по системе перекачки «из насоса в насос» (для чего не пригодны поршневые насосы), так как они позволяют регулировать напор соответствующей обрезкой рабочих колес насоса. При эксплуатации нефтепроводов с неполным числом построенных насосных станций рекомендуется применять в центробежных насосах сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к.п.д. при пониженных подачах.

К современным конструкциям центробежным конструкциям центробежных насосов предъявляются требования, вытекающие из условий их работы в нефтеперекачивающих станциях: они должны обеспечивать полную герметизацию во всех узлах, быть надежными при продолжительной работе без постоянного наблюдения обслуживающего персонала, иметь необходимые устройства для дистанционного включения, автоматической защиты от аварий и гарантировать эксплуатацию с высоким к.п.д.

Магистральные насосы (НМ) поставляются заводом комплектно, с электродвигателем, фундаментными рамками, вспомогательными трубопроводами, приборами автоматики.

В качестве подпорных насосов (для создания необходимого напора на входе основных магистральных насосов) применяют центробежные насосы типов НДвН и НДсН.

Для привода магистральных центробежных насосов применяют электродвигатели синхронного (СТД) и асинхронного (АТД) типов. Синхронные электродвигатели по конструкции являются взрывоопасными, поэтому их приходится устанавливать изолированно от насосов, т.е. в отдельном помещении (за перегородкой).

В качестве основных агрегатов устанавливаются центробежные насосы НМ-10 000-210 с электродвигателями СТД-6300 мощностью 6300 кВт открытого типа, установленными в отдельном помещении, которое отделено от насосного зала глухой стеной. Система трубопроводов обеспечивает работу одного, двух и трех последовательно соединенных насосов. Для устранения перетекания нефти из напорного трубопровода в подводящий на соединительных участках устанавливают четыре клапана, позволяющих производить запуск и остановку любого насоса без прекращения работы остальных насосов, а также осуществить ступенчатое регулирование подачи насосной за счет изменения числа работающих насосов. После обратных клапанов на прямом участке трубопроводов для измерения подачи устанавливают расходомеры (счетчики). Кроме главного машинного помещения (насосного и моторного отделений) в здании насосной размещают еще вспомогательные помещения, где устанавливают вспомогательное оборудование систем смазки и охлаждения основных агрегатов, а также помещения вентиляторов и операторной.

Сейчас внедряют блочно-комплектные нефтеперекачивающие станции, сооружаемые из отдельных блоков (вместо капитальных зданий), укомплектованных технологическим оборудованием, которое смонтировано на общей транспортабельной раме с трубопроводами, аппаратурой, контрольно-измерительными приборами и средствами автоматизации.

Описание схемы комплексной автоматизации

Нефтеперекачивающие насосные станции предназначены для откачки товарной нефти с промысла потребителю. Целью автоматизации перекачивающих станций является обеспечение их безопасной и безаварийной эксплуатации, сокращение простоев насосных агрегатов, поддержание оптимальных режимов перекачки, а также обеспечение работы без обслуживающего персонала непосредственно в насосной.

На нефтяных промыслах используются автоматизированные блочные насосные станции БКНС, разработанные на базе проекта автоматики и КИП в блочном исполнении для станции с традиционной технологией.

Блочная система автоматики (БСА) и КИП нефтеперекачивающей станции имеет следующие преимущества перед щитовой: простотой оборудования по причине неисправности средств автоматики и КИП сводится к минимуму, так как:

применяется аппаратура высокой надежности;

возможна быстрая смена неисправных блоков без остановки оборудования;

возможна периодическая проверка состояния рабочих блоков;

для обслуживания автоматики и КИП не требуется персонал высшей квалификации, так как на станции имеются резервные блоки;

Унификация блоков позволяет:

применить их для управления агрегатов и механизмов различного назначения;

уменьшить количество резервных блоков на станции;

изготавливать блоки а склад.

Применение в БСА малогабаритной аппаратуры позволяет:

уменьшить площадь операторного пункта в насосной;

сократить количество металла и проводов, необходимых для изготовления средств автоматики;

увеличить выпуск средств автоматики с одной и той же площади, по сравнению со щитовой автоматикой.

Автоматизация магистральной насосной

Объем автоматизации и контроля

Объем и средства автоматизации и контроля должны обеспечить работу всех систем магистральной насосной без дежурного персонала при управлении средствами телемеханики из диспетчерского пункта (ДП), а также контроль и управление дежурным оператором при неисправности или отсутствии средств телемеханики

На магистральной нефтеперекачивающей станции предусматривается:

централизация контроля и управления;

автоматическая защита НПС;

автоматическая защита и управление магистральными агрегатами;

автоматизация вспомогательных систем;

автоматическое пожаротушение;

автоматическое регулирование давлений в трубопроводе в соответствии с технологической схемой.

Централизация контроля и управления

Контроль и управление каждой магистральной НПС осуществляется централизованно из одного пункта - операторной этой НПС.

Если на площадке расположено несколько магистральных НПС необходимо создание местного ДП.

В операторной должно сосредотачиваться управление магистральными насосными агрегатами, задвижками на трубопроводе, подключение счетчиков к магистральному нефтепроводу, задатчиками автоматических регуляторов давления и вспомогательных систем.

В операторной установлены средства для измерения и регистрации давления на входе и на выходе (до и после узла регулирования), а также измерение температуры перекачиваемой нефти в трубопроводе на приеме (рекомендуется устанавливать вторичные приборы).

При проектировании операторных магистральных НПС следует учитывать:

сокращение протяженности трасс кабельных и трубных проводок;

возможность обзора технологических объектов;

исключение повышенных шумов и вибраций;

создание санитарных и комфортных условий для обслуживающего персонала;

требования аргономики и инженерной психологии.

Автоматическая защита магистральной НПС

Все магистральные НПС должны быть оснащены устройствами автоматической защиты, предназначенными для:

отключение работающих магистральных насосных агрегатов;

включение работающих магистральных насосных агрегатов;

включение (или отключение) вспомогательных систем для ликвидации повреждения и предупреждения развития аварийного режима;

сигнализация о возникновении повреждения.

В зависимости от параметров по которым сработала защита она должна осуществить:

одновременное отключение всех работающих насосных агрегатов;

последовательное отключение всех работающих насосных агрегатов;

последовательное (поочередное) отключение всех насосных агрегатов с выдержкой времени;

отключение одного из работающих насосных агрегатов, первого по потоку нефти;

защита по давлению должна быть в виде отельного блока с использованием самостоятельного оборудования, датчиков и блоков питания. Аварийная защита по давлению должна предусматривать одновременное отключение всех работающих насосных агрегатов.

Установка защиты по предельному давлению на выходе НПС должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе НПС в установившемся режиме (рабочего давления насосной) не меньше чем 0,25-0,3 МПа (25-30 кг/см2).

Разница между предельным и аварийным давлениями на выходе НПС должно быть не менее 0,15-0,2 МПа (1,5-2,0 кг/см2).

Отключение всех работающих магистральных насосных агрегатов всем защитами (кроме защит по аварийным давлениям), включение защиты по напору, загазованности и затоплению, предпочтительно производить последовательно с выдержкой времени.

Защиты по пожару, аварийной загазованности и затоплению должны наряду с отключением агрегатов сопровождаться:

отключением всех электроприемников в защищаемом помещении, включая освещение (кроме светильников и световодов, допускающих работу в помещении с взрывоопасной зоны класса В1).

Отключением вентиляции в защищаемом помещении (только при пожаре);

Закрытием задвижек подключения станции к магистрали;

Световой и аварийной звуковой сигнализации в защищаемом помещении.

На станциях с емкостями следует предусматривать закрытие задвижек между НПС и резервуарным парком при пожаре, загазованности и затоплении магистральных или подпорных насосов.

Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной.

Автоматическая защита и управление магистральными насосными агрегатами

В состав аппаратуры должны входить приборы обеспечивающие защиту агрегата при неисправности оборудования самого насосного агрегата, индивидуальных или централизованных вспомогательных систем.

Система управления агрегатом, как правило должна предусматривать возможность работы агрегата в режимах:

автоматический;

испытательный;

резервный.

Допускается также предусматривать управление агрегатами в режиме «кнопочный» из операторной.

Пуск основных электродвигателей осуществляется:

на открытую задвижку (открыта полностью);

на закрытую задвижку;

на открывающуюся задвижку (задвижка стронулась в закрытом положении или находится в промежуточном состоянии).

Программа включения насосного агрегата различается последовательностью открытия задвижек и запуска двигателя. Включение «на закрытую задвижку» программа предусматривает:

1 - Полное открытие задвижки

2 - запуск основного электродвигателя

3 - открытие напорной задвижки

До команды на включение обе задвижки закрыты. Программа включения на приоткрытую задвижку отличается тем, что напорная задвижка включается на открытие немного раньше, чем запускается электродвигатель. При запуске «на открытую задвижку»: двигатель агрегата включается после полного открытия напорной задвижки при отключении агрегата предусматривается одновременное включение электродвигателя и включение обеих задвижек на открытие

Схемы автоматизации агрегатов должны предусматривать:

возможность выведения из работы защиты по вибрации, при включении, отключении любого из магистральных насосных агрегатов перекачивающих насосов на время переходного процесса;

прекращение программного пуска агрегатов и остановка задвижек при получении команды на его отключение до завершения ранее выполнявшейся команды;

отключение агрегата и выдачу аварийного сигнала при случайном изменении положения любой из задвижек включающих насосный агрегат, работающего в режиме «автоматический» или «резервный»;

подачу команды на включение основных электродвигателей коротким импульсом (0,5-1 сек.);

постоянный контроль исправности цепей отключения масляного выключателя, а при необходимости цепей выключения;

перевод в другой режим управления без изменения состояния агрегата, если изменение не предусматривается при переводе в другой режим.

Автоматизация регулирования давления

Для метода дросселирования предусматривается параллельная установка не менее двух регулирующих органов.

Поддержание давления в трубопроводе должно осуществляться двумя независимыми регулирующими воздействиями на исполнительный механизм через общий селективный блок.

С целью улучшения динамических свойств системы регулирования рекомендуется применять:

регуляторы обеспечивающие пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования;

исполнительные механизмы регулировки с разным скоростями перемещения в сторону закрытия и открытия (при дросселировании);

датчик давления для регулятора на приеме, максимальное давление которого близко к регулируемому давлению;

установку регуляторов давления в непосредственной близости от исполнительных механизмов.

Автоматизация вспомогательных систем

Автоматизация вспомогательных систем должна обеспечить своевременное включение, отключение механизмов и, при необходимости, регулирование соответствующих параметров для обеспечения нормальных условий работы оборудования НПС.

Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещении, камерах или оборудовании, должны включаться по команде «подготовка насосной». По этой команде включается системы приточной вентиляции для взрывоопасных помещений.

Во всех помещениях в с взрывоопасными зонами должны быть предусмотрены сигнализаторы загазованности, откалиброванные на пары нефти (или эквивалент контрольной газовой смеси).

Устанавливаемые сигнализаторы загазованности должны обеспечить раздельную фиксацию двух различных уровней загазованности: аварийный - не выше 50%, ниже предела взрываемости (НПВ) и предельного. Значение предельного уровня выбирается из учета селективной настройки газоанализаторов на различные значения загазованности. Ориентировочное значение предельного уровня загазованности 15-30% НПВ.

При наличии предельного уровня загазованности должны включаться аварийной системой вентиляции и подаваться звуковой и световой сигнал.

Управление средствами подогрева (или охлаждения) воздуха подаваемого приточным вентилятором, в соответствии с нужными температурами (подержание нужной температуры так и защита от замерзания).

В системе подачи масла должно быть предусмотрено регулирование, измерение и сигнализация температуры масла.

Схема автоматики агрегатов вспомогательных систем (насосы и вентиляторы) должны предусмотреть:

переключение каждого агрегата системы у операторной на режимы управления: автоматический, резервный, без изменения состояния агрегата (защита или остановка);

включение или отключение агрегата переведенного в режим «автоматический», по соответствующим командам;

отключение основного агрегата и включение резервного в случае, если основной агрегат не развивает требуемого давления на выходе (для вытяжного вентилятора - разряжение на входе);

- отключение резервного агрегата по тем же каналам, что и основную сигнализацию неисправности вспомогательных системы, если агрегат не развивает требуемого давления (разряжения) после подачи импульса на включение;

сигнализацию аварийных вспомогательных систем при отклонении параметров по которым осуществляется автоматическое включение агрегата системы от предельной величины;

сохранение работоспособности системы при временных колебаниях системы при разгрузках мощных электродвигателями или после перерыва электроснабжения на время АПВ (если это условие не выполняется устройствами электроснабжения).

Работа маслонасосной

В щите управления агрегата №1 расположен блок №21 - управление маслонасосами ключ в положении «автомат» и «резерв» соответственно.

После подачи команды на пуск вспомогательных систем включается рабочий маслонасос. На блоке управления горят соответствующие сигнальные лампы. При перепаде давления на выходе работающего маслонасоса, он автоматически включается, загорается табло «неисправность маслонасоса», включается предупредительная звуковая сигнализация и автоматически включается резервный маслонасос. Ключ «выбор режима» у включившегося резервного маслонасоса необходимо перевести в режим «автомат», а у отключившегося основного в «кнопочный». Перевод ключей в какой-либо другой последовательности запрещается.

После остановки, и устранения причины остановки рабочего маслонасоса, можно оставить его резервным. Если после включения резервный маслонасос не создает давления, то произойдет автоматическое отключение его, включается аварийный сигнал, загорится табло «авария маслонасосов», происходит аварийное отключение станции.

У рабочих и резервных маслонасосов можно поменять при работе режимы управления. Для этого резервный насос переводится в режим автоматического управления, а затем рабочий переводится в режим резервного управления.

При ручном управлении ключи должны стоять в положении «кнопочное». При исчезновении напряжения в цепи управления замыкаются контакты РП1 1-9,1-15, и насос остается в работе.

При смене блока №21 механизм остается в работе через конечный выключатель ВК. Управление водонасосами, приточными и вытяжными, подпорными вентиляторами, насосами откачки утечек и т.д. аналогично управлению маслонасосами.

Блоку управления вспомогательных механизмов расположены в агрегатных щитах и в отдельном щите №3 вспомогательных механизмов.

Рекомендуемый объем информации в местном ДП. (таблица №1)

Таблица 1

Управление:	Магистральный насосный агрегат; Подпорный насосный агрегат; Подготовка НПС; Насосы системы пожаротушения; Задвижки узла учета; Задвижки узла подключения; Задвижки на линиях подачи пены; Деблокировка сигналов защит по давлениям и приема (пуска) скребка; Аварийная остановка насосной.
Регулирование:	Давление на приеме насосной; Давление на выходе насосной.
Измерение:	Давления на приеме НПС; Давления на выходе НПС; Давления на выходе насосов; Расход по трубопроводу; Температура нефти в трубопроводе; Параметры качества нефти (на станциях с емкостью); Уровень нефти в резервуарах.
Сигнализация:	Магистральные, подпорные насосные агрегаты (включение, готов к запуску, авария, в резерве); Подготовка насосной (включено); Насосы системы пожаротушения (включено); Задвижки узла подключения резервуарного парка узла учета, на линиях подачи пены (открыто, закрыто); Скребок (принят, запущен); Пожар в защищаемом сооружении; Загазованность НПС; Затопление НПС; Переполнение резервуаров-сборников; Аварии вспомогательных систем; Повышение давления в подводящем трубопроводе; Срабатывание защиты по переливу; Предельный уровень в резервуарах; Аварийный уровень в резервуарах; Отключение параметров качества нефти; Неисправность пункта учета нефти.

автоматизация технологический диспетчерский нефтепровод

Комплекс технических средств

таблица 2

Контролируемый параметр	Место контроля	Наименование прибора	тип	Характеристика
Нефтеперекачивающая насосная станция
Температура	Нефть перекачиваемая, масло к подшипникам агрегатов, вода на входе и выходе маслоохладителей и система охлаждения насосных агрегатов	Логометр в комплекте с панелью переключателей и датчиками ТСМ-5071 (6 шт.)	Л-64И	Гр. 23, 1500С
То же	Наружный воздух	Датчик-реле температуры	ТР-2Б-02	-20..+100С
Давление	Давление на входе станции и в коллекторе разгрузки	Манометр электроконтактный взрывобезопасный	ВЭ-16РБ	40 кг-с/см2
То же	Давление на выходе до и после регуляторов давления	То же	То же	100 кг-с/см2
То же	Давление в узле приема и пуска скребка	Манометр общего назначения	ОБМ1-160	40 кг-с/см2
То же	Импульсная линия к колонке входа станции	Устройство защиты	УЗ	Регулятор «до себя», 10 кг-с/см2
Уровень	Приямок насосной	Сигнализатор уровня	СУЖ-1Н
Прохождение скребка	Транзитная магистраль	Сигнализатор прохождения скребка	СКР-5
Магистральный насос
Температура	Подшипники насоса и электродвигателя, горячий воздух электродвигателя и перекачиваемый продукт	Сигнализатор температуры	СТ-136М	8-точечный гр. 23, 1500С
То же	Медь, железо, холодный воздух, вода на входе и выходе воздухоохладителя ЭД	Логометр с панелью переключателей	Л-64И	Гр. 23, 1500С
Давление	Вход насоса	Манометр общего назначения	ОБМ1-160	60 кг-с/см2
То же	Разгрузка уплотнений	То же	То же	60 кг-с/см2
То же	Выход насоса	То же	То же	100 кг-с/см2
То же	Подвод масла к подшипникам насоса	Манометр электроконтактный, взрывобезопасный	ВЭ-16РБ	4 кг-с/см2
То же	Подвод масла к подшипникам электродвигателя	Манометр электроконтактный	ЭКМ-1У	4 кг-с/см2
То же	Подвод к охлаждающей воды к электродвигателю	Манометр электроконтактный, взрывобезопасный	ВЭ-16РБ	4 кг-с/см2
То же	Избыточное давление в камере безпромвального соединения	Датчики-реле напора с искробезопасным реле РП-1	ДН-40	10-40 кг-с/см2
То же	Утечки через уплотнения насоса	Прибор контроля утечек	ДН-40	10-40 кг-с/см2
Вибрация	Подшипники насоса	Виброизмерительный комплект	КСА-9	1 точка
Ток	Электродвигатель насоса	Амперметр	Э377
Число часов работы	Насосный агрегат	Счетчик моточасов	228-ЧП	10 тыс. часов
Примечания: 1. Для контроля температуры воды на входе из электродвигателя используются два термометра из комплекта СТ-136 МИ 2. при установке насоса и электродвигателя в одном зале: а) прибор ДН-40 используется для контроля избыточного давления в корпусе электродвигателя с искробезопасным реле РП-1; б) манометр ЭКМ-1У, установленный в конце масляной линии электродвигателя не используется; в) Манометр ВЭ-16РБ используется для контроля давления воды идущей на охлаждение электродвигателя. 3. В том случае, когда ДН-40 используется для контроля избыточного давления в камере промвала, искробезопасное реле не используется.
Маслосистема
Температура	Масляная магистраль	Регулятор прямого действия	РТ-П50-1	20..600С l = 10 м
Давление	Выход насоса	Датчик-реле двухпозиционный	РД-2Б-02	2..8 кг-с/см2
То же	То же	Манометр общего назначения	ОБМ-160	6 кг-с/см2
Система откачки утечек
Давление	Выход насосов первого подъема	Манометр электроконтактный, взрывозащищенный	ВЭ-16РБ	1 кг-с/см2
То же	Выход насосов второго подъема	То же	ВЭ-16РБ	10 кг-с/см2
То же	Импульсная линия к манометрам	Устройство защиты	УЗ
Уровень	Сборник утечек и резервуар гашения волны	Сигнализатор уровня жидкости	СУЖ-1Н
Система оборотного водоснабжения
Температура	Вода на выходе из АВМ, выход водяных насосов	Термометр манометрический электроконтактный	ТПП-СК	1000С l1=125 мм l2=10 м
То же	Выход водяных насосов	Датчик-реле температуры двухпозиционный	ТР-1Б-03	+5..+350С
Давление	Воды на входе в АВМ, на выходе насосов	Манометр общего назначения	ОБМ1-160	6 кг-с/см2
То же	Вода на выходе насосов	Датчик реле давления	РД-2Б-02	2-8 кг-с/см2
То же	Вода на входе маслоохладителей	То же	РД-1Б-01	0,7-5 кг-с/см2
Система вентиляции отделения электродвигателей
Температура	Выход воды из калориферов приточных вентиляторов	Датчик-реле температуры двухпозиционный	ТР-2Б-03	+5..+350С
То же	Отделение электродвигателей	То же	ТР-1Б-03	То же
То же	То же	То же	РД-1Б-03	-20..+100С
Давление	Выход приточных и подпорных вентиляторов	Датчик-реле напора	ДН-40	4..40 кг-с/см2
Примечание: контроль температуры на выходе из калориферов применяется только при водяном обогреве
Хозяйственно-производственное водоснабжение
Давление	Вход и выход фильтров обезжелезивания	Манометр общего назначения	ОБМ1-160	10 кг-с/см2
То же	Насосы водо-воздушного бака	Датчик-реле	ДД-1,6 исп. №1	0,16-1,6 кг-с/см2
То же	Воздушный бак	Датчик-реле давления	РД-2Б-02	2..8 кг-с/см2
То же	Резервуар хозяйственно-производственной воды	Регулятор-сигнализатор уровня	ЭРСУ-2
Система вентиляции отделения насосов
Температура	Выход воды из калориферов приточных вентиляторов	Датчик-реле температуры двухпозиционный	ТР-2Б-03	+5..+350С
То же	Отделение насосов	То же	ТР-2Б-02	-20..+100С
То же	То же	Датчик-реле температуры двухпозиционный	ТР-2Б-03	+5..+350С
Давление	Выход приточных вентиляторов	Датчик-реле напора	ДН-40	4..40 кг-с/м2
Концентрация горючих паров	Отделение насосов	Сигнализатор горючих паров	СГП-ТМ
Примечание: контроль температуры на выходе из калориферов применяются только при водном обогреве
Система вентиляции блок-бокса регулирования давления
Температура	Выход воды из калориферов приточных вентиляторов	Датчик температуры двухпозиционный	ТР-2Б-03	+5..+350С
То же	Отделение насосов (блок-бокс регулятора давления)	То же	ТР-2Б-02	-20.. +100С
То же	То же	То же	ТР-2Б-03	+5..+350С
Давление	Выход приточных вентиляторов	Датчик-реле напора	ДН-40	4..40 кг-с/см2
То же	Выход вытяжных вентиляторов	То же	ДН-40	4..40 кг-с/см2
Концентрация горючих паров	Отделение насосной	Сигнализатор горючих паров	СГП-1М
Примечание: контроль температуры на выходе калориферов применяется только при водяном обогреве
Система вентиляции блок бокса гашения волны
Температура	Выход волны из калориферов приточных вентиляторов	Датчик температуры двухпозиционный	ТР-2Б-03	+5..+350С
То же	Отделение насосов (блок-бокс гашения волны)	То же	ТР-2Б-02	-20.. +100С
То же	То же	То же	ТР-2Б-03	+5..+350С
Давление	Выход приточных вентиляторов	Датчик-реле напора	ДН-40	4..40 кг-с/см2
То же	Выход вытяжных вентиляторов	То же	ДН-40	4..40 кг-с/см2
Концентрация горючих паров	Отделение насосов	Сигнализатор горючих паров	СГП-1М
Примечание: контроль температуры на выходе из калориферов применяется только при водяном обогреве
Система подготовки воздуха
Температура	Линия осушки воздуха	Датчик-реле температуры, двухпозиционный	ТР-1Б-04	+30..+600С
Давление	На выходе компрессоров после ресиверов	Датчик-реле давления	Комплект компрессоров
То же	На линиях подачи воздуха к приборам	Датчик-реле давления двухпозиционный	РД-2Б-02	2..8 кг-с/см2
Насосная блок-септика
Давление	Выход погружных насосов	Датчик-реле давления	ДД-0,6 исп.№1	0..0,6 кг-с/см2
Уровень	Блок-септик, контактный и буферный резервуары	Реле сигнализатор уровня электрический	ЭРСУ-2
Система регулирования
Давление	Вход станции	Манометр пружинный с пневмопреобразователем	МП-П2 МС-П2	40 кг-с/см2 10 кг-с/см2
То же	Выход станции	То же	МП-П2	100 кг-с/см2
То же	Импульсная линия к регулятору	Реле давления	РД-1ВМ-С1	0,3-4 кг-с/см2
То же	Вход станции	Пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор с дистанц. управлением	ПР3.25	Обратное регулир-е
То же	Выход станции	То же		Прямое регулирование
То же	То же	Прибор селектирования большого или меньшего сигнала	ПФ4/5.1	С настройкой на большой сигнал
То же	Вход и выход станции	Усилитель мощности	ПП 1,5
То же	Выход станции	Дифференциальное реле давления	Комплект регулирующего клапана
То же	Вход станции	Вторичный регистрирующий компенсационный прибор с задатчиком и указателем контрольной точки	ПВ10.1Э	40 кг-с/см2
То же	Выход станции	То же	ПВ10.1Э	100кгс/см2
То же	То же	Вторичный самопишущий компенсационный прибор	ПВ 4,2Э	100кгс/см2
То же	То же	Вторичный показывающий прибор с сигнальным устройством	ПВ 2,2	100кгс/см2
То же	То же	Сигнализатор мембранный	СМ-1
Система АТН
Температура	Резервуары с водой №1 и№2 и отбор из резервуаров	Датчик-реле температуры	ТР-2Б-03	+5..+350С
Температура	То же	То же	ТР-2Б092	-20..+100С
Температура	Блок-боксы дизельной, регуляторов давления, гашения волны, отделения насосов, электродвигателей	Орган исполнительный промежуточный с датчиками	ПИО-017 с 10-ю датчиками ДПС-038
Давление	Выход насосов	Датчик-реле давления	РД-2Б-02	2..8 кг-с/см2
То же	То же	Манометр общего назначения	ОБМ1-160	10 кг-с/см2
Уровень	Резервуары с водой и резервуар с пенообразователем	Регулятор-сигнализатор уровня	ЭРСУ-2

4. Расчетная часть

4.1 Экспериментальное определение динамических характеристик объектов регулирования

Экспериментальное определение динамических характеристик заключается в выявлении характера реакции объекта на тот или иной вид возмущающего воздействия. Эту реакцию представляют в виде графика (кривой).

Динамические свойства объектов, как и других элементов систем автоматического регулирования, характеризуются временными и частотными характеристиками. Временные характеристики с действующих объектов можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить скачкообразное входное воздействие и оставить его действовать в течение времени, достаточного для окончания переходных процессов, т.е. пока выходная величина не примет нового постоянного значения у объектов с самовыравниванием или пока не установится постоянная скорость постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов. Частотные же характеристики можно снимать в тех случаях, если имеется возможность создавать гармонические колебания входной величины и изменять частоту этих колебаний в широких пределах.

Наиболее часто экспериментальное изучение динамических свойств объектов регулирования процессов химической технологии осуществляется путем снятия временных характеристик. Для проведения эксперимента по снятию временных характеристик необходимо иметь на линиях притока или расхода энергии или вещества орган управления, с помощью которого создается искусственное скачкообразное изменение входной величины (задвижка, клапан, вентиль и т.п.). Кроме того, объект должен быть оснащен измерительными приборами, позволяющими автоматически записывать изменения выходных величин во времени после изменения входной величины.

Сложные объекты регулирования с несколькими входными и выходными величинами исследовать значительно сложнее, чем объекты с одной входной и одной выходной величинами, так как трудно обеспечить условия, при которых все входные и выходные величины постоянны, т.е. когда отсутствуют внешние возмущающие воздействия. А стабилизация объекта необходима перед снятием временных характеристик.

В объектах с несколькими регулируемыми величинами временные характеристики снимают по каждой из величин последовательно.

При снятии временных характеристик весьма существенным является установление величины входного воздействия. Обычно эта величина устанавливается, исходя из возможностей, диктуемых протеканием технологического процесса в объекте. Желательно, чтобы изменение входной величины было как можно больше. Если же входное воздействие сделать достаточно большим нельзя, то можно ограничиться меньшей величиной, но превосходящей по величине те случайные возмущения, которые могут возникать при снятии временных характеристик.

Временные характеристики снимают следующим образом. Перед проведением эксперимента регулируемый объект приводят в равновесное состояние (если оно отсутствует) и обеспечивают условия, при которых все входные и выходные величины постоянны. После стабилизации объекта быстрым перемещением (близким к скачкообразному) органа управления (задвижки, клапана, вентиля и т.д.) вносят искусственное возмущение, отмечая при этом время и величину его на картограмме прибора. Затем следят за изменением выходной величины, записывая ее значение до тех пор, пока выходная величина не примет нового установившегося значения. При автоматической записи переходного процесса на картограмме регистрирующего прибора необходимо отметить время приложения входного воздействия. На основании полученных данных строят кривую в координатах время - выходная величина, которая и будет временной характеристикой объекта.

При проведении эксперимента необходимо следить за тем, чтобы другие независимые входные воздействия оставались без изменения. Это достигается с помощью соответствующих измерительных приборов, которыми должен быть оснащен объект.

Для получения более достоверных результатов эксперимента по снятию временной характеристики эксперимент следует проводить 2-3 раза при входных воздействиях, равных по величине, но противоположных по знаку, или при разных значениях входных величин входных воздействий.

4.2 Определение передаточной функции объекта по его кривой разгона

В ряде случаев на практике передаточную функцию и дифференциальное уравнение объекта бывают неизвестны и для решения задач автоматического регулирования их приходится находить путем обработки экспериментальных данных.

Семою и Стефани разработали метод для определения передаточной функции объекта по его кривой разгона, который получил название «метод площадей» (метод Семою). Метод основан на предположении, что исследуемый объект может быть описан линейным дифференциальным уравнением с постоянными коэффициентами

- приведенное к единице отклонение регулируемой величины в безразмерном виде;

- приведенное к единице возмущающее воздействие в безразмерном виде.

Передаточная функция объекта описываемого этим уравнением может быть представлена в следующем виде:

;

Та же передаточная функция в размерном виде:

- размерность величины.

Практика расчетов показывает, что степень полинома знаменателя не следует брать более трех.

Степень полинома числителя следует выбирать на единицу меньше степени полинома знаменателя.

Если регулируемая величина в начальный момент равна нулю, а первая производная в начальный момент не равна нулю, при этом передаточная функция может иметь вид:

Если же и регулируемая величина в начальный момент равна нулю и первая производная тоже равна нулю, то порядок полинома числителя следует брать на две единицы меньше порядка полинома знаменателя:

Практически в этом случае передаточную функцию можно выбирать более простого вида:

Задача состоит в том, чтобы определить неизвестные коэффициенты полиномов числителя и знаменателя из следующей системы уравнений:

Величины F₁, F₂, F₃ связаны с кривой разгона интегральными соотношениями:

где - относительное время.

В реальных условиях невозможно вычислить эти интегралы, поэтому их значения определяются приближенно по формуле:

При расчетах возможны случаи, когда одна из величин F станет отрицательной, например, F₃<0. Это будет означать, что коэффициент а₃ отрицательный и, значит, САР неустойчива, что противоречит действительности, т.к. при снятии кривой разгона объект работал устойчиво. В этом случае нужно уменьшить не единицу степень полинома знаменателя, а степень полинома числителя увеличить на единицу. Многие промышленные технологичес...