ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Рабочая программа, методические указания и задания для контрольной работы учебной дисциплины «Автоматизация производственных процессов» предназначены для реализации государственных требований к минимуму содержания и уровню подготовки выпускников по специальности 0906
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
и является единой для всех форм обучения: очной, заочной и экстерната, а также для всех видов и типов образовательных учреждений, реализующих основные профессиональные образовательные программы среднего профессионального образования.
Учебная дисциплина «Автоматизация производственных процессов» является дисциплиной специального цикла в структуре основной профессиональной образовательной программы по специальности.
Данная дисциплина предусматривает изучение систем автоматизации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, автоматического регулирования процессов, технических средств автоматизации, государственной системы приборов (ГСП), средств наземного контроля параметров процессов добычи нефти и газа, методов и средств глубинных измерений, автоматизированных систем управления технологическими процессами добычи нефти и газа, диагностики нефтегазопромыслового оборудования.
В результате изучения дисциплины студент должен:
иметь представление:
- о роли и месте знаний по учебной дисциплине в сфере своей профессиональной деятельности;
- о роли автоматизации в совершенствовании технологических процессов и повышении экономической эффективности в развитии производства;
знать:
- назначение, принцип действия, применение, классификацию приборов, применяемых на нефтегазовых промыслах;
- характеристики приборов, правила и время поверки рабочих и образцовых приборов;
- назначение, конструкцию и принцип действия глубинных приборов, регуляторов и систем автоматического регулирования;
- способы и средства автоматизации технологических процессов добычи нефти и газа;
- назначение функциональных схем систем автоматизации;
- автоматизацию и телемеханизацию объектов нефтепромысла;
- основные принципы построения автоматизированной системы управления (АСУ), её функции и назначение;
- обеспечение и структуру АСУ;
уметь:
- устанавливать технологический режим работы скважины и вести контроль за установленным режимом работы скважины;
- пользоваться приборами, определять их пригодность по результатам поверки;
- расшифровывать диаграммы установленных приборов;
- разрабатывать и читать функциональные и электрические схемы контроля и автоматизации объектов нефтегазовых промыслов.
При изучении дисциплины необходимо постоянно обращать внимание студентов на её прикладной характер, показывать, где и когда изучаемые теоретические положения и практические умения могут быть использованы в будущей практической деятельности.
Основная форма изучения курса – самостоятельная работа
над учебной литературой и материалами периодической печати, технической документацией.
Изучение дисциплины следует начинать с изучения литературы, указанной в каждой теме. При этом рекомендуется соблюдать последовательность в изучении программного материала. Приступая к изучению темы, необходимо внимательно прочитать её от начала до конца, найти в рекомендованной литературе соответствующие параграфы и проработать их.
Всё это даёт возможность составить себе ясное представление о содержание темы. После этого можно приступить к более глубокому изучению темы. При изучении отдельного параграфа, прежде всего, нужно весь его медленно прочитать, обдумывая каждое предложение.
Для текущего контроля качества усвоения дисциплины студент предоставляет в техникум одну домашнюю контрольную работу.
К выполнению контрольной работы можно приступить только после изучения соответствующей темы и получения навыка решения задач. Все задачи и расчёты должны быть доведены до окончательного числового результата.
Решение задач следует делить на пункты. Каждый пункт должен иметь подзаголовок с указанием, что как определяется, по каким формулам, на основе каких законов и правил.
Преобразование формул необходимо производить в общем виде, а уже затем подставлять исходные данные. Порядок подставления числовых значений должен соответствовать порядку расположения в формуле буквенных обозначений этих величин.
При решении задач необходимо применять только Международную систему единиц физических величин (СИ) и стандартные символы для обозначения этих величин.
Правильность всех вычислений надо тщательно проверять, обратив внимание на соблюдение единиц, подставляемых в формулу значений величин и оценить правдоподобность ответа.
Ответы на теоретические вопросы должны быть полными, технически грамотными. Схемы автоматизации функциональные должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ 21.404 – 85,
а схемы электрические принципиальные – ГОСТ 2.710-81.
Контрольная работа выполняется по одному из 30 вариантов.
Вариант контрольной работы определяется по двум последним цифрам шифра студента.
Контрольная работа выполняется аккуратным почерком в отдельной тетради в клетку. Работа выполняется аккуратным почерком, с интервалом между строками. После каждого вопроса необходимо оставлять место для замечаний преподавателя. При выполнении контрольной работы можно также использовать любые доступные средства информационных технологий, в том числе компьютерные.
Тексты условий необходимо полностью переписывать, рисунки и схемы должны быть выполнены чётко, в соответствии с требованиями стандартов.
Выполненную контрольную работу следует своевременно предоставить в техникум.
После получения зачтённой работы, студент должен изучить все замечания, ошибки и доработать материал.
Работа, выполненная не по своему варианту или не полностью, проверке не подлежит.
В техникуме, во время лабораторно – экзаменационной сессии для студентов – заочников будут прочитаны обзорные лекции по наиболее сложным темам и проведены практические занятия.
Оценка по дисциплине «Автоматизация производственных процессов» ставится преподавателем после проведения экзамена с учётом качества выполненной контрольной работы и практических занятий.
ТЕМАТИЧЕСКИЙ ПЛАН
| Наименование разделов и тем |
Максимальная нагрузка на студента |
Количество аудиторных часов при очной форме обучения |
Самостоятельная работа студента |
|
| Всего |
В т.ч. ПР |
|||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| Введение |
1 |
1 |
||
| Раздел 1. Автоматический контроль |
53 |
41 |
2 |
12 |
| Тема 1.1. Общие сведения об измерениях и измерительных приборах |
5 |
5 |
||
| Тема 1.2. Измерение температуры |
6 |
4 |
2 |
|
| Тема 1.3. Измерение давления |
8 |
6 |
2 |
|
| Тема 1.4. Измерение расхода, объёма и массы жидкости и газа |
10 |
8 |
2 |
|
| Тема 1.5. Измерение уровня жидкости |
6 |
4 |
2 |
|
| Тема 1.6. Контроль процессов добычи нефти и газа |
8 |
6 |
2 |
|
| Тема 1.7. Вторичные приборы |
8 |
6 |
2 |
2 |
| Тема 1.8. Диагностика нефтегазопромыслового оборудования |
2 |
2 |
||
| Раздел 2. Автоматическое регулирование и средства автоматизации |
26 |
20 |
2 |
6 |
| Тема 2.1. Основы автоматического регулирования |
6 |
6 |
||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
| Тема 2.2. Динамические звенья САР |
12 |
8 |
2 |
4 |
| Тема 2..3. Технические средства автоматизации |
8 |
6 |
2 |
|
| Раздел 3. Автоматизация и телемеханизация процессов нефтегазодобычи |
56 |
44 |
8 |
12 |
| Тема 3.1. Функциональные системы автоматизации технологических процессов |
6 |
4 |
2 |
2 |
| Тема 3.2. Автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа |
16 |
12 |
2 |
4 |
| Тема 3.3. Автоматизация подготовки и откачки товарной нефти |
20 |
16 |
4 |
4 |
| Тема 3.4. Автоматизация газоконденсатного промысла |
8 |
6 |
2 |
|
| Тема 3.5. Телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа |
6 |
6 |
||
| Раздел 4. Автоматизированные системы управления |
11 |
11 |
||
| Тема 4.1. Общие сведения об автоматизированных системах управления |
4 |
4 |
||
| Тема 4.2. АСУ ТП добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды |
7 |
7 |
||
| Всего по дисциплине |
147 |
117 |
12 |
30 |
СОДЕРЖАНИЕ УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ
ВВЕДЕНИЕ
Студент должен:
иметь представление:
- о роли месте знаний по дисциплине в процессе освоения образовательной программы по специальности.
Цель и задачи дисциплины в подготовке техников, её связь с другими изучаемыми дисциплинами. Значение автоматического контроля и управления в технологических процессах нефтегазодобычи. Краткий обзор развития автоматизации производственных процессов добычи нефти и газа в России и за рубежом.
Методические указания.
Вторая половина ХХ века охарактеризовалась наиболее интенсивным развитием науки и техники. Масштабы и высокие темпы развития промышленности, необходимость обеспечения надёжной работы оборудования вызвали быстрое развитие средств и систем автоматизации.
В настоящее время невозможно представить промышленное производство без автоматизации.
Первоначально, использование средств автоматизации освобождало человека от непосредственного выполнения функций контроля и управления технологическими процессами, обеспечивало работу производства с более высокой скоростью, точностью, надёжностью, повышало производительность труда.
Основное развитие автоматизации в настоящее время – создание автоматизированных технологических комплексов, представляющих собой высокоавтоматизированные на базе микропроцессорной техники дистанционно управляемые объекты.
В настоящее время создаются автоматизированные системы информационно – управляющего типа, обеспечивающие повышение надёжности и эффективности управления предприятиями.
Различают три степени автоматизации: частичная, комплексная и полная.
В зависимости от функций, выполняемых автоматическими устройствами, различают следующие виды автоматизации:
- автоматический контроль;
- автоматическое управление;
- автоматическое регулирование;
- автоматическая защита;
- сигнализация;
- блокировка.
Вопросы для самоконтроля.
1. Каково состояние автоматизации технологических процессов на объектах НГДУ в настоящее время?
2. Когда впервые были использованы средства автоматизации на нефтяных промыслах?
3. Виды автоматизации?
4. Степени автоматизации?
5. Понятие автоматического контроля, автоматического управления, автоматического регулирования.
Раздел 1. АВТОМАТИЧЕКИЙ КОНТРОЛЬ.
Тема 1.1. Общие сведения об измерениях и измерительных приборах.
Студент должен:
иметь представление:
- о методах измерениях;
- о назначении ГСП и принципах её построения;
знать:
- основные метрологические понятия;
- сущность разных методов измерения;
- единицы измерения международной системы (СИ);
- погрешности измерения и способы их устранения;
- классы точности приборов;
- классификацию и определение измерительных приборов, их основные метрологические характеристики;
- определение системы ГСП, правила выбора приборов.
уметь:
- проводить обработку результатов поверки измерительных приборов;
- определять пригодность приборов к эксплуатации по максимальной приведённой погрешности;
- вводить поправки к измерениям.
Общие сведения об измерениях и классификация средств измерения. Международная система единиц (СИ). Методы измерений. Погрешности измерений и источники их появления. Методы оценки точности результата измерения.
Меры и измерительные приборы. Классификация измерительных приборов. Метрологические характеристики приборов. Поверка рабочих приборов.
Государственная система промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП). Характеристика ветвей ГСП. Выбор измерительных приборов.
Методические указания.
Измерение
– познавательный процесс нахождения числового значения физической величины путём сравнения её с другой однородной величиной, принимаемой за единицу измерения.
Результат измерения можно представить как количественную информацию о качественном состоянии измеряемого объекта, с известной степенью достоверности полученную в процессе технического измерения.
Измерительные приборы
– технические средства, предназначенные для измерения физических величин и имеющие нормированные метрологические характеристики.
Измерительные приборы классифицируются по измеряемым технологическим параметрам, по назначению, принципу действия и по характеру показаний.
Измерительные приборы характеризуются следующими метрологическими характеристиками: точность, чувствительность, вариация показаний, быстродействие, надёжность и погрешности измерений.
По способу числового выражения различают абсолютную, относительную, приведённую, дополнительную и допустимую погрешности.
Точность измерительного прибора определяется классом точности. Класс точности обычно выражается в процентах и численно равен предельно допустимой относительной приведённой погрешности.
Государственная система промышленных приборов и средств автоматики (ГСП) определяет направление в развитии отечественного приборостроения. ГСП – это совокупность приборов и устройств, охватывающих всю номенклатуру отечественного приборостроения, в состав которой должны входить системы контроля и регулирования технологических процессов, системы устройства вычислительной техники и приборов контроля параметров по основным отраслям.
ГСП строится по блочно – модульному принципы. В зависимости от рода энергии, используемой для формирования сигналов, ГСП разделяется на ветви: электрическую, пневматическую, гидравлическую.
Вопросы для самоконтроля.
1. Понятие измерительного прибора.
2. Классификация измерительных приборов.
3. Основные метрологические характеристики приборов.
4. По каким критериям производится выбор измерительного прибора?
5. Принципы построения ГСП.
6. Характеристика ветвей ГСП.
Литература
(1, стр. 13 – 34; 2, стр. 3 – 30).
Тема 1.2. Измерение температуры.
Студент должен:
иметь представление:
- о роли и значение приборов для контроля температуры;
знать:
- температурные шкалы и единицы измерения температуры;
- классификацию приборов для измерения температуры, их устройство и принцип действия, область применения, пределы измерения;
уметь:
- выбирать необходимый термометр, определять пригодность термометра по результатам поверки.
Роль измеряемого параметра в управлении технологическим процессом добычи нефти и газа. Понятие о температуре и температурных шкалах.
Классификация приборов для измерения температуры. Термометры расширения, манометрические, электрические термометры сопротивления и термоэлектрические. Их устройство и принцип действия.
Схемы и принцип действия приборов, работающих в комплекте с термометрами сопротивления.
Особенности измерения температуры в скважинах. Глубинные термометры с местной и дистанционной регистрацией показаний. Условия безопасной работы при исследовании скважин глубинными термометрами.
Современные средства для измерения температуры.
Методические указания.
Физические свойства нефти, содержание газа и парафина, растворённых в ней, и фазовые состояния в значительной степени зависят от температуры. Поэтому контроль этого параметра необходим в процессе добычи, при промысловом сборе и первичной подготовке нефти на промыслах, а также при её транспортировании.
Температура характеризует степень нагретости вещества и связана с запасом его внутренней энергии, носителем которой являются атомы и молекулы. Возможности измерения температуры основана на теплообмене, на передаче тепла от более нагретого вещества к менее нагретому.
Все приборы, применяемые для измерения температуры, основаны на изменении свойств различных веществ в зависимости от степени их нагретости. Различают приборы, основанные на изменении объёма тела (термометры расширения); давления рабочего вещества в замкнутой камере (манометрические термометры); электрического сопротивления проводников (термометры сопротивления); термоэлектродвижущей силы (термоэлектрические термометры); лучеиспускательной способности нагретых тел (пирометры излучения).
Термометры расширения
подразделяются на жидкостные и деформационные (биметаллические и дилатометрические). Жидкостные термометры
построены на принципе теплового расширения жидкости, заключённой в небольшом закрытом стеклянном резервуаре, который соединён с капиллярной трубкой. Деформационные термометры
основаны на относительном удлинении под влиянием температуры двух металлических тел с различными температурными коэффициентами линейного расширения.
Принцип работы манометрических термометров
основан на зависимости давления жидкости, газа или пара с жидкостью в замкнутой системе постоянного объёма от температуры. Манометрический термометр представляет собой замкнутой термометрическую систему, заполненную рабочим веществом и состоящую из термобаллона, трубчатой пружины и соединительной капиллярной трубки.
Действие термоэлектрических термометров (термопар
) основано на явлении термоэлектрического эффекта, при котором два разнородных проводника спаяны между собой одними концами, а другие концы образуют термоэлемент, называемый термопарой.
В качестве вторичных приборов, предназначенных для измерения термоэдс термопар используются милливольтметры и автоматические потенциометры.
Действие термопреобразователей сопротивления (термометров сопротивления
) основано на свойстве металлов изменять своё электрическое сопротивление при изменении температуры. Вторичными приборами, работающими с термометрами сопротивления, являются логометры и уравновешенные мосты.
Температуру сильно нагретых тел можно определить по величине энергии, излучаемой ими в окружающее пространство. Приборы, измеряющие интенсивность теплового излучения нагретого тела, называются пирометрами излучения.
Для измерения температуры в скважинах применяют глубинные термометры.
По принципу действия глубинные термометры подразделяются на две группы: с местной регистрацией и дистанционные. С местной регистрацией выпускаются манометрические и биметаллические термометры,
а дистанционные – с металлическим и полупроводниковым резистором.
Вопросы для самоконтроля.
1.Методы измерения температуры.
2.Классификация термометров.
3.Устройство и принцип термометров расширения.
4.Устройство и принцип действия манометрических термометров.
5.Устройство и принцип уравновешенного моста.
6.Особенности измерения температуры в скважинах.
Литература
(1, стр.65 – 77; 2, 31 – 98).
Тема 1.3. Измерение давления.
Студент должен:
иметь представление:
- о роли назначении приборов для контроля давления;
знать:
- определение давления;
- единицы измерения, классификацию приборов для измерения давления;
- устройство и принцип действия манометров различных типов, в том числе скважинных;
уметь:
- определять пригодность манометра по результатам поверки.
Роль измеряемого параметра в управлении процессами добычи нефти и газа.
Определение давления, единицы измерения. Классификация и характеристики приборов для измерения давления. Жидкостные, поршневые, деформационные, электрические манометры. Преобразователи давления. Глубинные манометры для измерения давления в скважинах. Классификация глубинных манометров. Устройство скважинного манометра МГН – 2. Требования безопасности при выполнении исследований скважин глубинными манометрами.
Методические указания.
Давление – один из параметров, характеризующих работу технологических объектов и ход технологических процессов бурения, добычи и транспорта нефти и газа, а также процессов обезвоживания и обессоливания нефти.
Давление
– величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на какую – либо часть поверхности тела по направлениям, перпендикулярным к этой поверхности.
Различают абсолютное, избыточное, вакуумметрическое (разрежение) и барометрическое давление.
Соответственно приборы для измерения давления по назначению подразделяются на манометры абсолютного давления, манометры избыточного давления, вакуумметры, мановакуумметры, барометры и дифференциальные манометры.
По принципу действия приборы для измерения давления можно разделить на жидкостные, грузопоршневые, деформационные, электрические манометры.
Жидкостные манометры
работают по принципу уравновешивания измеряемого давления и давления столба рабочей манометрической жидкости.
Грузопоршневые манометры
– образцовые приборы, которые могут создавать и измерять давление при помощи поршня с грузами, воздействующими на замкнутый объём жидкости.
Принцип действия деформационных манометров
основан на деформации упругого чувствительного элемента под действием давления.
По типу чувствительного элемента деформационные манометры подразделяются на трубчатые, многовитковые (геликоидальные), мембранные и сильфонные.
Электрические манометры
можно разделит на две группы. К первой группе относятся манометры, основанные на свойстве некоторых материалов изменять свои электрические параметры под воздействием давления, ко второй – манометры, основанные на преобразовании механического воздействия измеряемой величины в электрический параметр при помощи соответствующих преобразователей.
По принципу действия различают электрические манометры, которые под действием давления изменяют сопротивление, магнитную проницаемость, индуктивность, ёмкость, электродвижущую силу.
К преобразователям давления относятся преобразователи с пневмосиловой компенсацией типа МС – П, ТНС – П и т.п., с электросиловой компенсацией типа МП - Э, МС – Э и т.п., дифференциально – трансформаторные преобразователи типа МЭД, ВМД, тонкоплёночные тензорезистивные преобразователи типа «Сапфир».
Скважинные манометры
применяют для измерения давления в скважинах. По принципу действия скважинные манометры разделяют на следующие группы: пружинные геликсные, пружинно – поршневые, пневматические, деформационные со струнным преобразователем, компенсационные.
В настоящее время применяются датчики давления серии Метран, чувствительный элемент которых – кристалл сапфира с кремниевыми плёночными тензорезисторами.
Датчик состоит из преобразователя давления и электронного преобразователя.
Вопросы для самоконтроля.
1.Классификация приборов для измерения давления по роду измеряемого давления.
2.Классификация приборов для измерения давления по принципу действия.
3.На чём основан принцип действия деформационных манометров?
4.Устройство и принцип действия грузопоршневого манометра.
5.Устройство и принцип действия манометра типа МС – П.
6.Устройство и принцип действия преобразователя давления типа «Сапфир».
7.Особенности измерения давления в скважинах.
Литература
(1, стр.45 – 65), (2, стр. 99 –157).
Тема 1.4. Измерение расхода, объёма и массы жидкости и газа.
Студент должен:
иметь представление:
- об области применения различных типов расходомеров;
знать:
- определение расхода, объёма и массы вещества, единицы их измерения;
- классификацию приборов для измерения расхода, объёма и массы жидкости и газа, их устройство и принцип действия;
уметь:
- снимать показания счётчика, рассчитывать суточный и часовой расход вещества.
Роль измеряемого параметра в управлении технологическим процессом. Определение количества и расхода вещества, единицы измерения. Скоростные и объёмные счётчики. Измерение расхода методом переменного перепада давления; основные соотношения, сужающие устройства, дифманометры. Измерение расхода методом постоянного перепада давления. Массовые расходомеры.
Ультразвуковые, индукционные расходомеры, счётчики нефти, турбинные «МИГ», преобразователь электронный турбинного счётчика «Дельта – 2», «НОРД», прибор типа «Турбоквант» счётчик воды вихревой ультразвуковой СВУ, датчик расхода пластовых вод со счётчиком, корреляционный ДРК – 1, радиоактивные расходомеры.
Особенности измерения производительности нефтяных скважин. Дебитомеры типа ТОР, НОРД.
Глубинные расходомеры и дебитомеры.
Блочная установка учёта нефтепродуктов БУУН 1.
Современные средства для измерения расхода.
Методические указания.
Расход –
величина, определяемая отношением количества вещества, перемещаемого через определённое сечение, перпендикулярное к направлению потока, к промежутку времени, за который это перемещение происходит.
Измерение объёма и массы нефти, газа и воды имеет большое значение для учёта нефти, газа и воды при отпуске их. Кроме того, объём и масса нефти, газа и воды является важнейшим параметром, по которому определяют ход технологического процесса.
Приборы для измерения расхода называются расходомерами
. Интегрирующие приборы, используемые для измерения объёма или массы за некоторый промежуток времени, называются счётчиками.
По принципу действия расходомеры можно разделить на следующие группы:
- объёмные;
- переменного перепада давления;
- постоянного перепада давления;
- переменного уровня;
- тахометрические;
- электромагнитные;
- ультразвуковые;
- вибрационные.
Принцип действия объёмных
расходомеров основан на периодическом или непрерывном отсчёте порций измеряемого вещества прибором, имеющим измерительную камеру определённого объёма.
Метод переменного перепада давления
основан на изменении статического давления, необходимого для придания потоку дополнительной скорости при преодолении сопротивления на пути потока. Для измерения расхода в трубопроводе устанавливается сужающее устройство. Разность давлений до и после сужающего устройства служит мерой скорости потока в сужающем устройстве. Зная скорость потока и площадь поперечного сечения потока, можно определить расход. Для измерения расхода методом переменного перепада давления используются дифференциальные манометры (дифманометры). К ним относятся дифманометры типа 13ДД11, Сапфир 22 ДД и др.
Измерительная часть расходомера постоянного перепада давления
представляет собой трубку, в которой находится поплавок. Перепад давления до и после поплавка определяется весом поплавка и его геометрической формой и остаётся постоянным. Поплавок изменяет своё положение по высоте в зависимости от расхода.
Принцип работы тахометрических
расходомеров основан на зависимости расхода от частоты вращения тахометрического преобразователя. В зависимости от преобразователя расхода тахометрические расходомеры подразделяют на турбинные, шариковые и камерные.
К турбинным расходомерам относятся НОРД, ТОР, ТУРБОКВАНТ и др.
Принцип действия электромагнитных
расходомеров основан на измерении электродвижущей силы, индуцированной в потоке электропроводной жидкости под действием электромагнитного поля в функции скорости движения этой жидкости.
Принцип действия ультразвуковых расходомеров может быть основан на измерении:
- интервалов времени между приходом ультразвука, посланного по потоку и против;
- сдвига фаз между ультразвуковыми колебаниями;
- разности частот ультразвуковых колебаний, создаваемых автоколебательной схемой и направляемых одновременно по потоку и против.
К ультразвуковым расходомерам относятся счётчики типа СВУ, СВА, ДРК, «Взлёт».
Для измерения дебита скважин в настоящее время применяются счётчики типа СКЖ.
Вопросы для самоконтроля.
1.Классификация приборов для измерения расхода.
2.В чём заключается метод переменного перепада давления?
3.Устройство и принцип действия дифманометра типа 13ДД11.
4.Устройство и принцип действия ротаметра (расходомер постоянного перепада давления).
5.Устройство и принцип действия турбинного расходомера типа НОРД.
6.Устройство и принцип действия счётчика типа СВА.
7.Устройство и принцип действия счётчика типа ДРК.
8 Устройство и принцип действия счётчика типа СКЖ.
Литература
(1, стр.78 – 97); (2, стр. 158 – 230).
Тема 1.5. Измерение уровня жидкости.
Студент должен:
иметь представление:
- об области применения различных типов приборов контроля уровня;
знать:
- классификацию приборов для измерения уровня жидкости, их устройство и принцип действия;
- особенности измерения уровня жидкости в скважинах;
уметь:
- определять пригодность уровнемера к эксплуатации по результатам поверки.
Роль измеряемого параметра в управлении технологическим процессом. Классификация приборов для измерения уровня жидкости. Поплавковые, буйковые, пьезометрические, электрические, радиоактивные и акустические уровнемеры, их устройство и принцип действия.
Особенности измерения уровня жидкости в скважинах. Классификация глубинных уровнемеров. Погружные пьезографы. Звукометрический метод измерения уровня жидкости в скважинах.
Современные отечественные и зарубежные средства измерения уровня жидкости.
Методические указания.
Для контроля за ходом технологических процессов часто необходимо знать уровень жидкости в аппаратах (резервуарах, емкостях, отстойниках и т.д.).
Приборы для измерения уровня жидкости можно классифицировать по следующим признакам:
по назначению:
- сигнализаторы, контролирующие предельные значения уровня;
- уровнемеры, непрерывно измеряющие значения уровня;
- измерители раздела двух сред.
по принципу действия:
- механические;
- электрические;
- акустические;
- пьезометрические.
Механические
уровнемеры подразделяются на поплавковые и буйковые.
В поплавковых
уровнемерах чувствительным элементом является поплавок, находящийся на поверхности измеряемой жидкости.
В буйковых
– буёк, реагирующий на изменение выталкивающей силы, которая действует на буёк при изменении уровня жидкости.
Электрические
уровнемеры включают кондуктометрические, емкостные, радиоинтерференционные.
Кондуктометрические
основаны на различии электропроводности измеряемых сред (применяются для контроля уровня раздела сред).
Емкостные
используют различие диэлектрические свойств воздуха и жидкости.
Радиоинтерференционные
используют изменение частоты радиоволн в зависимости от глубины погружения антенны колебательного контура в измеряемую жидкость.
Пьезометрические
представляют собой пневматическую трубку, имеющую выход для воздуха на фиксированном положении от дна резервуара. Уровень определяется по давлению воздуха, прокачиваемого по трубке.
В акустических
уровнемерах уровень определяется по времени прохождения ультразвуковых волн от излучателя до уровня жидкости.
Приборы для измерения уровня жидкости в скважинах называются пьезографами
. По принципу действия существующие устройства для измерения уровня в скважинах можно разделить на поплавковые
(погружные) и акустические.
Вопросы для самоконтроля.
1.Классификация приборов для измерения уровня.
2.Устройство и принцип действия буйкового уровнемера типа
УБ – П.
3. Устройство и принцип действия поплавковых уровнемеров.
4. Устройство и принцип действия уровнемера типа ДУЖ – 1М.
5.Устройство и принцип действия сигнализатора уровня типа
СУ 100.
6.Устройство и принцип действия акустических уровнемеров.
7.Устройство и принцип действия компенсационного пьезографа.
8.Устройство и принцип действия эхолота.
Литература:
(1, стр.97 – 106); (2, стр. 231 – 245)
Тема 1.6. Контроль процессов добычи нефти и газа.
Студент должен:
иметь представление:
- о способах измерения физических свойств веществ;
знать:
- устройство и принцип действия приборов для измерения плотности и вязкости;
уметь:
- анализировать содержание воды в нефти.
Измерение физических свойств веществ и примесей. Измерение плотности. Плотномеры. Измерение вязкости. Вискозиметры. Анализаторы содержания воды в нефти. Влагомеры ВСН. Контроль работы глубинонасосных установок, датчик динамографа стационарный.
Методические указания.
Физические свойства вещества характеризуют качество и соответственно возможность их использования для определённых целей. Свойства веществ определяются численными значениями физических или физико – химических величин, поддающихся измерению (твёрдость, упругость, плотность, вязкость, электропроводность).
При управлении технологическими процессами бурения, добычи и транспорта нефти и газа необходимо измерять параметры, характеризующие свойства как нефти и газа, так и материалов, применяемых в ходе технологического процесса. Для этих целей используют анализаторы свойств материалов.
Наибольшее значение в нефтегазодобывающей промышленности имеют такие параметры, как плотность, вязкость и содержание солей и воды.
Плотность вещества численно равна отношению массы к его объёму. Единицей измерения плотности является кг/м3
.
Плотность измеряют с помощью плотномеров
, которые по принципу действия подразделяются на поплавковые, весовые, пьезометрические, вибрационные и радиоактивные.
Вязкостью, или внутренним трением, называют свойство жидкостей и газов, характеризующее сопротивление действию внешних сил, вызывающих их течение.
Приборы для измерения вязкости называются вискозиметрами
. В зависимости от принципа действия вискозиметры бывают капиллярные, с падающим шариком и ротационные.
Для установления количества воды, содержащейся в водонефтяной эмульсии, применяют диэлькометрические и спектрофотометрические влагомеры.
Принцип действия диэлькометрического влагомера основан на использовании значительной разницы диэлектрической проницаемости нефти и воды.
Принцип действия спектрофотометрического влагомера основан на зависимости поглощения электромагнитных волн от концентрации исследуемого вещества.
К диэлькометрическим влагомерам относится ВСН – 1
.
Для контроля содержания солей используются приборы, основанные на измерении электрической проводимости среды, зависящей от концентрации солей. Для непрерывного контроля массовой концентрации солей предназначен сигнализатор АУС – 201
.
Вопросы для самоконтроля.
1.Какими параметрами характеризуются свойства веществ?
2.Классификация приборов для измерения плотности.
3.Устройство и принцип действия весового плотномера.
4.Устройство и принцип действия пьезометрического
плотномера.
5.Классификация приборов для измерения вязкости.
6.Устройство и принцип действия вискозиметра с падающим
шариком.
7.Методы измерения содержания воды в нефти.
8.Устройство и принцип действия влагомера ВСН – 1.
9.Устройство и принцип действия анализатора солей АУС – 201.
Литература:
(1, стр.106 – 122); (2, стр. 246 – 270)
Тема 1.7. Вторичные приборы.
Студент должен:
иметь представление:
- о типах вторичных приборов и области их применения;
знать:
- устройство и принцип действия вторичных приборов с пневматическими и электрическими выходными сигналами;
уметь:
- выбирать вторичные приборы.
Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (УСЭППА). Вторичные приборы системы СТАРТ.
Вторичные приборы с токовыми входными сигналами.
Вторичные приборы с дифференциально – трансформаторной системой. Технические средства технологического контроля с использованием ЭВМ.
Методические указания.
При централизованном контроле и управлении технологическим процессом значения измеряемых параметров от различных точек технологических объектов необходимо передавать к единому пункту контроля и управления.
Система передачи измеряемой величины на расстояние состоит первичного измерительного преобразователя, передающего измерительного преобразователя, канала связи, приёмника и вторичного прибора.
Различают вторичные приборы с электрическими и пневматическими
входными сигналами.
Вторичные приборы с пневматическими входными сигналами построены на элементах системы УСЭППА
. Система УСЭППА представляет собой набор отдельных конструктивных единиц – элементов, каждый из которых может выполнять лишь простейшую функцию преобразования сигналов в общей схеме всего устройства.
На практике применяют комплекс средств пневмоавтоматики, построенных на элементах системы УСЭППА, получивших наименование системы СТАРТ
. В состав её входит несколько модификаций пневматических регуляторов, вторичные приборы, а также приборы, реализующие простейшие вычислительные функции.
В качестве вторичных приборов, работающих с датчиками, имеющими электрические выходные сигналы, широко используются уравновешенные мосты, потенциометры, амперметры и вольтметры, а также приборы дифференциально – трансформаторной, индукционной и сельсинной систем.
Вопросы для самоконтроля.
1.Назначение и классификация вторичных приборов.
2.Устройство и принцип действия элементов системы УСЭППА.
3.Устройство и принцип действия вторичного прибора типа
ПВ 10.1Э.
4.Устройство и принцип действия регулятора типа ПР 3.31.
5.Устройство и принцип действия уравновешенного моста.
6.Устройство и принцип действия потенциометра.
Литература
(1, стр. 197 – 211).
Тема 1.8. Диагностика нефтегазопромыслового
оборудования.
Студент должен:
иметь представление:
- о видах диагностики;
знать:
- определение дефекта, понятие дефектоскопии, её виды, их краткую характеристику;
- методы контроля сварных соединений;
- методы определения скорости коррозии трубопроводов.
Виды дефектоскопии и их характеристика. Цифровой ультразвуковой дефектоскоп УД – 21Р. Ультразвуковая дефектоскопия труб и штанг. Методы обследования и контроля сварных соединений. Мониторинг определения скорости коррозии трубопроводов. Установка образцов – свидетелей.
Раздел 2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И СРЕДСТВА АВТОМАТИЗАЦИИ.
Тема 2.1. Основы автоматического регулирования.
Студент должен:
иметь представление:
- о назначении и применении систем автоматического управления и регулирования;
знать:
- основные понятия САУ;
- функциональные схемы САР прямого и непрямого действия;
- показатели качества регулирования;
- требования, предъявляемые к САР.
Системы автоматического управления (САУ). Основные понятия САУ. Классификация систем автоматического регулирования (САР). Функциональная схема САР. Требования, предъявляемые к САР. Показатели качества.
Методические указания.
Под управлением технологическим процессом понимается совокупность операций, необходимых для осуществления таких целей, как пуск и остановка технологического процесса, поддержание какого – либо параметра процесса на заданном уровне, изменение параметра процесса по заданной программе.
Управление может быть ручным и автоматическим.
Сочетание объекта управления и управляющего устройства образуют систему автоматического управления (САУ).
Системы автоматического управления могут быть разомкнутыми и замкнутыми. Замкнутые системы, которые предназначены для поддержания параметра в заданных пределах или изменения его по заранее заданной программе, называются системами автоматического регулирования (САР).
Функциональной схемой САР называется такая, в которой каждому функциональному элементу реальной системы соответствует определённое изображение. САР в общем случае содержит объект регулирования, чувствительный элемент, элемент сравнения и регулирующий орган.
Комплекс требований, определяющий характер поведения системы в переходном и установившемся режиме под влиянием различных воздействий, объединяется понятием качества процесса автоматического регулирования.
Показателями качества являются: время регулирования, максимальное относительное отклонение, колебательность и степень затухания.
Вопросы для самоконтроля.
1.Виды воздействий на систему.
2.Перечислите разновидности обратных связей.
3.Дайте определение разомкнутой и замкнутой САУ.
4.Назовите основные элементы САР.
5.Чем отличаются системы прямого и непрямого действия?
6.Какие требования предъявляются к САР?
Литература:
(1, стр.151 – 159).
Тема 2.2 Динамические звенья САР.
Студент должен:
иметь представление:
- о законах регулирования;
знать:
- методы исследования динамического режима;
уметь:
- выполнять исследование динамического режима систем автоматического регулирования.
Понятие динамического звена САР. Передаточные функции, временные и частотные характеристики типовых динамических звеньев: усилительного, интегрирующего, дифференцирующего, апериодического, колебательного и звена запаздывания. Соединение типовых динамических звеньев.
Методические указания.
В теории автоматического регулирования изучение динамических свойств систем осуществляется с помощью типовых динамических звеньев, т.к. элементы систем автоматического регулирования, имеющие различную конструкцию и принцип действия, использующие разные виды энергии и выполняющие разные функции, описываются одинаковыми дифференциальными уравнениями, т.е. обладают аналогичными динамическими свойствами.
Различают следующие динамические звенья САР.
Усилительное звено
. Под усилительным звеном понимают устройства, в которых полностью отсутствует запаздывание и в любой момент времени выходная величина воспроизводит входную, изменённую в k раз.
Уравнение усилительного звена в общем виде:
y(t) = kx(t)
где k – коэффициент передачи или коэффициент усиления звена.
Звено запаздывания.
Звеном с постоянным запаздыванием называются такие устройства, у которых выходная величина воспроизводит без искажения все изменения входной величины с некоторым постоянным запаздыванием τ.
Уравнение звена запаздывания:
y(t) = x(t-
τ
).
Апериодическое звено.
К апериодическим звеньям относятся такие устройства, в которых при подаче на вход единичного воздействия выходная величина изменяется монотонно, достигая некоторого установившегося значения.
Уравнение апериодического звена:
T+ y(t) = kx(t)
Колебательное звено.
Под колебательным звеном понимают такие устройства, в которых выходная величина после подачи на вход единичного воздействия стремится к установившемуся значению, совершая колебания.
Уравнение колебательного звена:
T0
2
+ T1
+y(t) = kx(t)
Интегрирующее звено.
Под интегрирующим звеном понимают такие устройства, у которых скорость изменения выходной величины пропорциональна входной величине.
Уравнение интегрирующего звена:
= kx
(
t
)
где k
– коэффициент передачи звена (коэффициент усиления по скорости).
Идеальное дифференцирующее звено.
Идеальным дифференцирующим звеном являются такие устройства, у которых выходная величина пропорциональна скорости изменения входной величины.
Уравнение идеального дифференцирующего звена:
y(t) = k
Реальное дифференцирующее звено.
Уравнение реального дифференцирующего звена:
T + y(t) = k
Т
Решение дифференциального уравнения звена позволяет судить о качестве его функционирования. Расчёт звена сводится к определению временных и частотных характеристик.
Динамические свойства звена полностью определяет передаточная функция.
Передаточной функцией звена называется отношение изображения по Лапласу выходной величины к изображению по Лапласу входной величины.
Уравнение передаточной функции в общем виде:
W
(
p
) =
Где р
=σ +
jω комплексная переменная, называемая оператором.
Под временными характеристиками
звена или системы понимают графическое изображение процесса изменения выходной величины в функции времени при переходе звена или системы из одного равновесного состояния в другое в результате поступления на вход системы некоторого типового воздействия. В качестве типового применяют единичное ступенчатое воздействие. Графическое изображение реакции системы на единичное ступенчатое воздействие называется переходной характеристикой.
Если на вход звена или системы подавать синусоидальные колебания с постоянными амплитудой и частотой, то после затухания переходных процессов на выходе также возникают синусоидальные колебания с той же частотой, но с другой амплитудой и сдвинутые по фазе относительно входных колебаний. Подавая на вход звена синусоидальные колебания, получают амплитудно – фазовую, амплитудно – частотную и фазо – частотную характеристики.
Отношение выходной величины звена к входной величине, выраженное в комплексной форме, называется амплитудно – фазовой характеристикой (АФХ).
W
(
jω
) =
U
(
ω
) +
jV
(
ω
)
Где: U(
ω) –
вещественная (действительная) часть
jV(
ω) –
мнимая часть.
Зависимость отношения амплитуд входных и выходных колебаний от их частоты называется амплитудно – частотной характеристикой (АЧХ).
A
(
ω
) =
Зависимость разности фазы выходных и входных колебаний от их частоты называется фазо – частотной характеристикой(ФЧХ).
φ
(
ω
) = arctg
Вопросы для самоконтроля.
1.Дать определение и уравнение звеньев: усилительного, апериодического, колебательного, интегрирующего и реального дифференцирующего.
2.Что такое передаточная функция звена?
3.Понятие временной характеристики звена.
4.Смысл преобразования Лапласа.
5.Определение и формулы частотных характеристик АФХ, АЧХ и ФЧХ..
Литература
: (1, стр.
161 – 179); (6, стр. 176 – 206).
Тема 2.3. Технические средства автоматизации.
Студент должен:
иметь представление:
- об области применения регуляторов и специальных приборов;
знать:
- средства автоматизации фонтанных и газлифтных скважин;
- средства автоматической защиты погружного оборудования;
- устройство и принцип действия регуляторов.
Регуляторы прямого и непрямого действия, периодического и непрерывного действия. Электрические и пневматические регулирующие устройства.
Средства автоматизации замеров при исследовании физических величин: температуры, расхода, давления в скважине.
Средства автоматизации фонтанных скважин и газлифтных, скважин с электропогружными и штанговыми насосами.
Методические указания.
Автоматическим регулятором
называется совокупность устройств, присоединяемых к регулируемому объекту для автоматического регулирования его выходного параметра.
Автоматические регуляторы классифицируются по:
· по виду регулируемого параметра – регуляторы температуры, давления, расхода и т.д.;
· по конструктивному выполнению – регуляторы аппаратного и приборного типа и регуляторы, построенные по агрегатному принципу и элементные;
· по виду регулируемого воздействия – прямого и непрямого действия;
· по характеру связи между входной и выходной величинами – непрерывного и дискретного действия;
· по закону регулирования – пропорциональные, интегральные, дифференциальные, пропорционально – интегральные, пропорционально – дифференциальные, пропорционально – интегрально – дифференциальные.
Все скважины оснащаются приборами контроля давления – показывающими манометрами общего назначения и электроконтактными манометрами взрывозащищённого исполнения типа ВЭ – 16РБ, а также отсекателями скважин. Скважины, оборудованные станками – качалками и электропогружными насосами оборудуются станциями управления.
Замер дебита скважин производится на групповых замерных установках, где используются дебитомеры типа ТОР (на ГЗУ «Спутник»), а в настоящее время - типа СКЖ (на ГЗУ «Дельта»).
Вопросы для самоконтроля.
1.Классификация регуляторов.
2.Устройство и принцип действия регулятора давления прямого действия.
3.Устройство и принцип действия регулятора температуры прямого действия.
4.Устройство и принцип действия регулятора уровня прямого действия.
5.Структурные схемы промышленных регуляторов: пропорционального, интегрального, пропорционально – интегрального.
6.Устройство и принцип действия электроконтактного манометра.
7.Устройство и принцип действия дебитомеров типа ТОР и СКЖ.
Литература:
(1, стр.189 – 197).
РАЗДЕЛ 3. АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ.
Тема 3.1. Функциональные системы автоматизации технологических процессов.
Студент должен:
иметь представление:
- о назначении и месте схем автоматизации в системе конструкторской документации на производстве;
знать:
- назначение функциональных схем систем автоматизации;
- изображение технологического оборудования, приборов, средств автоматизации на функциональных схемах;
уметь:
- читать и составлять схемы автоматизации объектов нефтегазодобычи.
Основные положения и принципы автоматизации. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств. Функциональные схемы автоматизации.
Методические указания.
Проект по автоматизации технологических процессов может выполняться в одну или в две стадии:
- технический проект и рабочий;
- техно - рабочий проект .
В состав рабочего (техно – рабочего) проекта входит следующая документация:
- чертежи (схема автоматизации функциональная, схема электрическая принципиальная, схема соединений внешних проводок, план проводок, чертежи общих видов щитов);
- пояснительная записка;
- заказные спецификации;
- сметы.
Основным чертежом является схема автоматизации функциональная (САФ). САФ выполняется без соблюдения масштаба и действительного расположения оборудования относительно друг друга.
Технологическое оборудование выполняется произвольно, основной линией. Трубопроводы – сплошной линией толщиной в 2 – 2,5 раза толще основной.
Средства автоматизации и приборы выполняются в соответствии с ГОСТ 21.404 – 85. В соответствии с данным стандартом все средства автоматизации изображаются кружочком диаметром 10мм. В верхней части условного обозначения прибора указывается измеряемый параметр и функциональные признаки прибора. В нижней – позиция.
Вопросы для самоконтроля.
1.Состав проектной документации по автоматизации.
2.Что является основанием для выполнения проекта по автоматизации?
3.Порядок выполнения схемы автоматизации функциональной.
4.Показать условное обозначение приборов:
- для измерения температуры, показывающий, регистрирующий;
- датчик уровня;
- для измерения давления, имеющий выходной сигнал.
Литература:
(1, стр. 223 – 234).
Тема 3.2. Автоматизация добычи и промыслового сбора
нефти и нефтяного газа.
Студент должен:
иметь представление:
- о назначении и работе объектов промыслового сбора нефти и газа;
знать:
- объём и средства автоматизации нефтяных скважин и групповых измерительных установок;
- автоматизацию сепарационных установок: первой ступени, концевой, с насосной откачкой, с предварительным сбросом воды;
уметь:
- читать и составлять функциональные схемы автоматизации технологических объектов.
Характерные особенности нефтегазодобывающих предприятий и основные принципы их автоматизации.
Автоматизация нефтяных скважин. Автоматизированные групповые измерительные установки типа «Спутник», установки АСМА – 4010 – 180МП, «Дельта».
Автоматизированные сепарационные установки. Блочная сепарационная установка СУ – 2, блочная автоматизированная концевая сепарационная установка, сепарационная установка с насосной откачкой. Установки сепарации с предварительным сбросом воды БАС – 1 – 100, «ОЗНА – разведка».
Автоматизированные блочные дожимные насосные станции.
Методические указания.
Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осуществляющих добычу, транспорт, первичную подготовку, хранение и перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластового давления.
Главными отличительными особенностями нефтедобывающего предприятия является:
- большая рассредоточенность объектов на площадях;
- непрерывность технологических процессов;
- однотипность технологических процессов на большом числе объектов;
- связь всех технологических объектов через единый пласт, поток продукции и энергетические потоки.
При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие:
- автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты;
- полная местная автоматизация, исключающая необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала;
- минимум информации, поступающей с объекта в пункт управления;
- автоматический сбор и переработка информации;
- автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объекта.
На нефтяных промыслах добыча нефти из скважин ведётся фонтанным или газлифтным способом, либо с помощью скважинных насосов (штанговых или электропогружных). При всех способах добычи оборудование, установленное на скважине, работает без постоянного участия обслуживающего персонала. Задача автоматизации заключается в автоматической защите оборудования и обеспечение средствами контроля.
Независимо от способа добычи скважины оснащают средствами местного контроля давления на буфере или на выкидной линии и при необходимости в затрубном пространстве.
Автоматизированные групповые измерительные установки (ГЗУ) предназначены для измерения производительности (дебита) каждой в отдельности из подключенных к ней группы нефтяных скважин. Основными параметрами, подлежащими контролю на групповых измерительных установках являются расход (дебит), уровень нефти в сепараторе, давление на входе и выходе установки и в сепараторе.
Газоводонефтяная смесь после измерения дебита поступает в сепарационные установки, где от нефти отделяется газ и частично вода.
Основным параметром, подлежащим регулированию во всех типах сепараторов, является давление газа в сепараторе. Кроме того регулируется уровень нефти и воды, а также осуществляется контроль давления нефти и газа на входе и на выходе.
Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на установку её подготовки, применяют дожимные насосные станции (ДНС). Автоматизация ДНС должна обеспечивать автоматическое регулирование пропускной способности ДНС, автоматическую защиту её при аварийных уровнях нефти в буферных емкостях, автоматическое отключение насосов в аварийных случаях, автоматическое регулирование давления сепарации, автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или понижении давления в трубопроводе и т.д.
Вопросы для самоконтроля.
1.Какие объекты входят в состав нефтегазодобывающего предприятия?
2.Задачи автоматизации нефтегазодобывающего предприятия.
3.Какие параметры и почему контролируются при автоматизации нефтяных скважин?
4.Наначение принцип работы ГЗУ «Дельта».
5.Описать схему автоматизации ГЗУ «Спутник».
6.Какие параметры и почему контролируются автоматизации сепарационных установок?
7.Описать схему автоматизации ДНС.
Литература:
(1, стр.250 – 270).
Тема 3.3. Автоматизация подготовки и откачки товарной нефти.
Студент должен:
иметь представление:
- об уровне автоматизации установок подготовки и откачки товарной нефти;
знать:
- объём и средства автоматизации установок подготовки и сдачи товарной нефти;
- автоматизацию товарных резервуарных парков;
уметь:
- составлять функциональные схемы автоматизации отдельных технологических объектов нефтегазопромыслов с использованием средств автоматизации;
- читать и составлять схемы электрические принципиальные управления и защиты технологических объектов.
Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти. Автоматизация стационарных установок подготовки нефти.
Автоматизированные блочные установки сдачи товарной нефти.
Автоматизация товарных резервуарных парков, многоканальная измерительная система «Сокур».
Автоматизация системы поддержания пластовых давлений. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин.
Автоматизированные блочные кустовые насосные станции.
Автоматизация процесса перекачки нефти.
Методические указания.
Согласно действующим ГОСТам, содержание воды в нефти должно быть не более 1%, хлористых солей – не более 40мг/л. Поэтому добываемая нефть подвергается обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании.
Из методов деэмульсации на промыслах наиболее распространены термохимические.
Обезвоживание и обессоливание нефти может производиться в блочных установках подготовки нефти и стационарных.
К блочным относятся установки типа «Тайфун 1 – 400», «Тайфун 1 – 1000», «УДО – 2М». Эти установки поставляются заводом - изготовителем в комплекте с системой автоматизации. Система автоматизации обеспечивает регулирование заданных параметров, контроль и сигнализацию при отклонении параметров от заданных значений, остановку установки при аварийных ситуациях.
В состав стационарной установки подготовки нефти входят блок обезвоживания и обессоливания нефти, блок стабилизации и узел учёта товарной нефти.
Основными аппаратами блока обезвоживания и обессоливания являются отстойники и электродегидраторы. Автоматизацией этих аппаратов предусматривается регулирование уровня раздела фаз нефть – вода, уровня нефти; автоматическое отключение при аварийном взливе; сигнализация отклонения уровня нефти и воды, давления на входе; контроль расхода нефти и воды.
Блок стабилизации предназначен для отделения газобензиновой фракции. Разделение нефти на фракции происходит в стабилизационной колонне после предварительного подогрева в нагревателях с огневым подогревом. Основными параметрами, подлежащими регулированию в стабилизационной колонне является соотношение расходов нефть – пар – бензин и температура верха колонны. В нагревателях с огневым подогревом регулируется процесс горения и температура нефти на выходе. Кроме того, многие параметры выводятся в систему автоматики безопасности: погасание пламени в топке, отклонение разрежения в топке и в дымоходе, уменьшение расхода нефти через печь и т.п.
Нефть, пройдя установку подготовки, поступает на узлы учёта товарной нефти, где измеряется расход, содержание воды и солей, плотность.
Готовая (товарная) нефть хранится в товарных резервуарах. Основными параметрами контроля в них является уровень: нижний, верхний, аварийный.
Отделившаяся в процессе подготовки нефти, вода поступает на очистные сооружения по очистке сточных вод и далее на БКНС для закачки в пласт. На БКНС контролируются следующие параметры: температура подшипников насосного агрегата, давление воды на приёме и выкиде, температура и давление масла к подшипникам насосного агрегата, утечки через сальниковые уплотнения, вибрация, уровень масла в маслобаках, загазованность, затопление.
Вопросы для самоконтроля.
1.Назначение установок подготовки нефти.
2.Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки подготовки нефти «Тайфун 1 – 1000».
3.Какие параметры и почему контролируются при автоматизации отстойника?
4.Какие параметры и почему контролируются при автоматизации электродегидратора?
5.Какие параметры и почему контролируются автоматизации нагревателя с огневым подогревом?
6.Какие параметры и почему контролируются при автоматизации стабилизационной колонны?
7.Какие параметры выводятся в систему автоматики безопасности нагревателя с огневым подогревом?
8.Какие объекты входят в состав системы ППД?
9.Опишите схему автоматизации БКНС.
Литература:
(1, стр.270 – 294)
Тема 3.4. Автоматизация газоконденсатного промысла.
Студент должен:
иметь представление:
- об уровне автоматизации газоконденсатного промысла;
- об основных параметрах контроля и регулирования;
знать:
- особенности автоматизации газоконденсатных промыслов;
- методы и средства контроля за работой газовой скважины;
- схемы автоматизации установок подготовки нефти и газа;
уметь:
- читать схемы автоматизации функциональные объектов газоконденсатного промысла.
Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации. Методы и средства контроля за работой газовой скважины.
Автоматическое управление производительностью промыслов. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа.
Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа.
Автоматизация промысловой газораспределительной станции. Основные средства автоматизации.
Методические указания.
Газовые и газоконденсатные промыслы представляют собой распределённую систему с многочисленными контролируемыми объектами добычи, подготовки и сбора газа и конденсата.
Особенностью газоконденсатных залежей является то. Что конденсат в пластовых условиях обычно представлен углеводородной смесью в единой газовой фазе.
Газ от скважин по шлейфу направляется на газосборный пункт (ГСП), где производится его обработка.
Для отделения газового
Суть её заключается в использовании энергии высокого давления газа, под которым он поступает из пласта, для получения низких температур, обеспечивающих глубокое выделение из газа углеводородного конденсата и воды.
Системой автоматического управления НТС должно быть обеспечено автоматическое регулирование производительности установок, температурного режима, расхода ингибитора гидратообразования, давления газа в аппаратах и газопроводах и уровня жидкости в аппаратах.
НТС не может привести к полному извлечению высококипящих углеводородов, поэтому применяют процесс абсорбции. Процесс абсорбционной осушки газа основан на избирательном поглощении влаги раствором диэтиленгликоля в тарельчатых колоннах, особенностью которых является ступенчатый характер проводимого в них процесса.
Основная задача управления абсорбционной установкой состоит в обеспечении заданной степени осушки газа при минимальных энергетических и материальных затратах и удовлетворении ограничений на технологические параметры процесса. Для этого в аппаратах поддерживается требуемая точка росы осушенного газа и обеспечивается равномерное распределение потоков газа между абсорберами.
Вопросы для самоконтроля.
1. Назовите основные задачи автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов.
2. Объясните основные принципы управления добычей газового промысла.
3. Объясните принцип работы системы автоматического регулирования дебита скважины.
4. Объясните принцип работы системы автоматического регулирования процессом низкотемпературной сепарации газа.
5. Объясните схему автоматизации абсорбционного процесса осушки газа.
6. Объясните схему автоматизации газораспределительной скважины.
Литература:
(1; стр. 294 – 311).
Тема 3.5. Телемеханизация технологических процессов
добычи нефти и газа.
Студент должен:
иметь представление:
- о назначении систем телемеханики на объектах нефтяных промыслов;
знать:
- структуру телемеханической системы;
- основные принципы телемеханизации нефтегазодобывающих предприятий;
- тип связи КП – ПУ.
Виды и назначение телемеханических систем (ТМС).
Понятие об агрегатной системе телемеханической техники АСТТ. Структурная схема СТ «Радиус – М».
Телемеханизация нефтегазодобывающих предприятий. Принцип построения телемеханических систем. Аппаратура и основные элементы систем телемеханики.
Методические указания.
Совокупность устройств, предназначенных для обмена информацией между контролируемыми пунктами (КП) и пунктом управления (ПУ) через канал связи, а также устройств обработки и отображения информации образует систему телемеханики.
ПУ может быть соединён с КП по радиальной, цепочной и древовидной структуре линии связи.
Современные системы телемеханики строятся на базе агрегатной системы телемеханической техники (АСТТ), которая представляет собой набор типовых функциональных блоков и узлов, выполненных на интегральных микросхемах.
Основными элементами блоков систем телемеханики являются триггеры, регистры, счётчики, логические элементы и т.п.
Многообразие задач, решаемых средствами телемеханики, выдвигает при их построении ряд противоречивых требований, например выбор минимального числа устройств для использования их в различных отраслях промышленности. Принципиально возможно создание единого комплекса, рассчитанного на применение в системах с произвольной структурой линий связи. Однако усложнение структуры линий связи усложняет организацию системы сигналов для выбора конкретного КП. Поэтому развитие телемеханики происходит по пути создания ограниченного числа комплексов (систем), каждый из которых призван обеспечить потребности однотипной группы технологических объектов.
Вопросы для самоконтроля.
1. Что такое система телемеханики?
2. Назовите основные блоки системы АСТТ.
3. В чём различие модификаций контролируемых пунктов системы ТМ – 620?
4. Объясните основные функции ПУ системы ТМ – 620.
5. Назовите современные системы телемеханики и область их применения.
Литература:
(1, стр. 338 – 347).
РАЗДЕЛ 4. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ.
Тема 4.1. Общие сведения об автоматизированных системах управления.
Студент должен:
иметь представление:
- о принципах построения и уровнях АСУ;
знать:
- сущность автоматизированной системы управления;
- классификацию и обеспечение АСУ;
- характеристику подсистем.
Общие понятия об автоматизированных системах управления (АСУ), принципы построения. Классификация АСУ по уровням управления. Виды обеспечения АСУ: информационное, математическое, программное, техническое.
Функциональные подсистемы.
Методические указания.
Масштабы и высокие темпы развития нефтяной и газовой промышленности, необходимость обеспечения надёжной работы предприятий привели к качественно новому подходу решения проблемы автоматизации производства – созданию автоматизированных систем управления (АСУ).
Создание АСУ начинается с анализа структуры предприятия и должно решать следующие задачи:
- структура АСУ, её функциональное назначение должны соответствовать целям, стоящим перед предприятием;
- АСУ должна контролироваться людьми и ими пониматься;
- производство достоверной, надёжной, своевременной и систематизированной информации.
По сфере применения автоматизированные системы подразделяются на:
- автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), которые служат для сбора, обработки и передачи информации о ходе технологического процесса;
- автоматизированные системы проектирования (САПР), предназначенные для автоматизации функций инженеров – проектировщиков, конструкторов, архитекторов при создании новой техники и технологии;
- интегрированные автоматизированные системы (ИАСУ) используются для автоматизации всех функций предприятия и охватывают весь цикл работ от проектирования до сбыта продукции.
Структуру АСУ составляет совокупность отдельных её частей, называемых подсистемами. Различают обеспечивающие подсистемы и функциональные.
К обеспечивающим подсистемам АСУ относятся:
- техническое;
- информационное;
- программное;
- математическое.
Техническое обеспечение
– комплекс технических средств, предназначенных для работы самой АСУ, а также соответствующая документация на эти средства и технологические процессы.
Информационное обеспечение
– совокупность единой системы классификации и кодирования информации, унифицированных систем документации, схем информационных потоков, циркулирующих в организации, а также методология построения баз данных.
Математическое и программное обеспечение
– совокупность математических методов, моделей, алгоритмов и программ для реализации целей и задач автоматизированной системы, а также нормального функционирования комплекса технических средств.
В зависимости от выполняемых функций различают функциональные подсистемы: планирования, кадров, сбыта продукции и т.д.
Вопросы для самоконтроля.
1. Назначение АСУ.
2. Классификация АСУ по различным признакам.
3. Обеспечивающие подсистемы АСУ.
4. Функциональные подсистемы АСУ.
5. Понятие иерархической структуры АСУ.
Литература:
(5, стр. 62 – 114).
Тема 4.2. АСУ ТП добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Студент должен:
иметь представление:
- о функциях и составе АСУ ТП;
знать:
- функции, иерархическую структуру и подсистемы АСУ ТП;
- наблюдаемые и управляемые ТП для АСУ ТП.
Агрегатные комплексы технических средств автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Элементы АСУ ТП. Специализированные АСУ ТП. Краткий обзор зарубежных технических средств, используемых на нефтегазовых промыслах.
Нефтегазодобывающее предприятие как объект управления.
Критерии эффективности и решаемые задачи.
Методические указания.
Основное назначение АСУ ТП – выработка и реализация управляющих воздействий на технологический процесс в соответствии с принятым критерием управления.
АСУ ТП представляет собой человеко – машинную систему, основными компонентами которой являются оперативный персонал и комплекс технических средств (КТС). Они осуществляют сбор информации о ходе технологического процесса, обрабатывают и анализируют её, принимают решения по управлению, формируют и осуществляют управляющие воздействия.
В состав комплекса технических средств АСУ ТП входят датчики, преобразователи, контроллеры, устройства приёма – передачи информации и вычислительные машины.
В настоящее время в нефтяной промышленности используются АСУ ТП типа ПРОТОК, РАДИУС – М, НЕДРА и другие.
Вопросы для самоконтроля.
1. Структура АСУ ТП.
2. Функциональные и обеспечивающие подсистемы АСУ ТП.
3. Состав КТС АСУ ТП.
4. Современные АСУ ТП, их назначение и функциональные возможности.
Литература:
(1, стр. 312 – 313).
Перечень практических работ.
| №п/п |
Наименование |
| 1 |
Изучение конструкции вторичного пневматического прибора. |
| 2 |
Расчёт и построение частотных характеристик динамических звеньев САР. |
| 3 |
Выполнение примеров схем автоматизации функциональных. |
| 4 |
Выполнение схем автоматизации функциональных сепарационных установок и ДНС. |
| 5 |
Выполнение схем автоматизации функциональных объектов подготовки нефти и системы ППД. |
| 6 |
Выполнение схем электрических принципиальных управления и защиты технологических объектов. |
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.
1. Исакович Р.Я., Попадько В.Е.
Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. -–М., Недра.
1985.
2. Подкопаев А.П.
Технологические измерения и контрольно – измерительные приборы. – М. Недра,
1986.
3. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е.
Автоматизация производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности. – М., Недра,
1983.
4. Техника чтения схем автоматического управления и контроля. Под. ред. Клюева А.С
– М., Энергоиздат,
1991.
5. Информатика. Под. ред. Макаровой Н.В.
– М., Финансы и статистика
, 2002.
6. Клюев А.С.
Автоматическое регулирование. М.,
Высшая школа,
1986.
Примерные экзаменационные вопросы.
1. История и перспективы развития автоматизации производственных процессов.
2. Классификация измерительных приборов.
3. Метрологические характеристики приборов.
4. Виды и степени автоматизации.
5. Классификация приборов для измерения температуры.
6. Классификация приборов для измерения давления.
7. Классификация приборов для измерения уровня.
8. Классификация приборов для измерения расхода.
9. Структурная схема и принцип действия САР.
10. Статические и динамические характеристики САР.
11. Классификация автоматических регуляторов.
12. Элементы и узлы унифицированной системы промышленной пневмоавтоматики (УСЭППА).
13. Устройство и принцип действия термометров расширения.
14. Устройство и принцип действия термометров сопротивления.
15. Устройство и принцип действия термопар.
16. Устройство и принцип действия уравновешенного моста типа КСМ.
17. Устройство и принцип действия глубинного термометра сопротивления.
18. Устройство и принцип действия сигнализатора температуры типа СТМ.
19. Устройство и принцип действия деформационных манометров.
20. Устройство и принцип действия манометра типа МС – П.
21. Устройство и принцип действия счётчика вихреакустического типа СВА.
22. Устройство и принцип действия расходомера типа «Сапфир 22 ДД».
23. Устройство и принцип действия счётчика типа ДРК.
24. Устройство и принцип действия буйкового уровнемера типа УБ – П.
25. Устройство и принцип действия сигнализатора уровня типа СУ100.
26. Устройство и принцип действия уровнемера типа У 1500.
27. Устройство и принцип действия счётчика типа СКЖ.
28. Устройство и принцип действия влагомера типа ВСН1.
29. Устройство и принцип действия анализатора солей типа АУС 201.
30. Устройство и принцип действия регулятора типа ПР3.31.
31. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную ГЗУ «Дельта».
32. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную сепарационной установки типа СУ 2.
33. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную скважины, оборудованной ЭЦН.
34. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную насосного агрегата ДНС.
35. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную отстойника.
36. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы приточно – вытяжной вентиляции насосной станции.
37. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную ГЗУ «спутник А».
38. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную периодической эксплуатации скважин, оборудованных СКН.
39. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления двигателем привода задвижки на линии сброса воды из отстойника.
40. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную нагревателя нефти с огневым подогревом.
41. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную сепаратора с предварительным сбросом воды.
42. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы циркуляционной смазки насосного агрегата.
43. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную электродегидратора.
44. Выполнить и описать схему автоматического регулирования работы газлифтной скважины.
45. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления двигателем насосного агрегата.
46. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления маслонасосом системы маслоснабжения.
47. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы циркуляционной смазки насосного агрегата.
48. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную скважины, оборудованной СКН.
49. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную насосного агрегата БКНС.
50. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную узла учёта товарной нефти.
51. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную периодической эксплуатации газлифтной скважины.
52. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную товарного резервуара.
53. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную блочной установки для очистки сточных вод.
54. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную ГРС.
55. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы водоснабжения магистральной насосной станции.
56. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления приточными вентиляторами.
57. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную установки низкотемпературной сепарации газа.
58. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную абсорбционного процесса осушки газа.
59. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную процесса регенарации ДЭГ.
60. Рассчитать и построить частотные характеристики (АФХ, АЧХ, ФЧХ) динамических звеньев САР: апериодического, дифференцирующего, интегрирующего, колебательного, усилительного.
ДОМАШНЯЯ КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА.
Задание.
Ответить на 3 теоретических вопроса и решить 2 задачи.
Вопрос1.
(номер вопроса соответствует варианту).
1. История и перспективы развития автоматизации производственных процессов добычи нефти и газа.
2. Общие сведения об измерениях. Методы измерений.
3. Погрешности измерений и источники их появления.
4. Меры и измерительные приборы. Классификация измерительных приборов.
5. Метрологические характеристики приборов.
6. Выбор измерительных приборов.
7. Принципы построения ГСП. Характеристика ветвей ГСП.
8. Пневмосиловые преобразователи ГСП.
9. Электросиловые преобразователи ГСП.
10. Поверка рабочих приборов.
11. Виды автоматизации.
12. Степени автоматизации.
13. Классификация приборов для измерения температуры.
14. Классификация приборов для измерения давления.
15. Классификация приборов для измерения расхода.
16. Классификация приборов для измерения уровня.
17. Системы автоматического управления (САУ): основные понятия, обратные связи, замкнутые и разомкнутые САУ.
18. Принцип действия систем автоматического регулирования (САР). Структурная схема.
19. Классификация систем автоматического регулирования.
20. Требования, предъявляемые к системам автоматического регулирования.
21. Статические и динамические характеристики САР.
22. Понятие устойчивости САР.
23. Показатели качества процесса автоматического регулирования.
24. Классификация автоматических регуляторов. Математические модели регуляторов.
25. Элементы и узлы унифицированной системы элементов промышленной пневмоавтоматики (УСЭППА).
26. Классификация приборов для измерения давления в скважинах.
27. Особенности измерения температуры в скважинах. Классификация глубинных термометров.
28. Классификация приборов для измерения расхода в скважинах.
29. Методы измерения уровня в скважинах.
30. Назначение и принципы построения АСУ ТП.
Вопрос 2.
(номер вопроса соответствует варианту).
1. Устройство и принцип действия термометров расширения. Привести схемы.
2. Устройство и принцип действия манометрических термометров. Привести схему.
3. Устройство и принцип действия термометров сопротивления. Привести схему.
4. Устройство и принцип действия термоэлектрических термометров (термопар). Привести схему.
5. Устройство и принцип действия глубинного дистанционного термометра. Привести схему.
6. Устройство и принцип действия уравновешенного моста типа КСМ. Привести схему.
7. Устройство и принцип действия потенциометра типа КСП. Привести схему.
8. Устройство и принцип действия сигнализатора температуры типа СТМ – 10. Привести схему.
9. Устройство и принцип действия деформационных манометров. Привести схему.
10. Устройство и принцип действия электроконтактного манометра. Привести схему.
11. Устройство и принцип действия манометра типа МС – П. Привести схему.
12. Устройство и принцип действия манометра типа МЭД. Привести схему.
13. Устройство и принцип действия глубинного дистанционного манометра типа УГДМ 3. Привести схему.
14. Устройство и принцип действия турбинного расходомера типа НОРД – М; электронного блока расходомера НОРД Э3М. Привести структурную схему электронного блока.
15. Устройство и принцип действия счётчика вихреакустического типа СВА. Привести схему.
16. Устройство и принцип действия расходомера типа «Сапфир 22 ДД». Привести схему.
17. Устройство и принцип действия счётчика типа ДРК. Привести схему.
18. Устройство и принцип действия дебитомера типа СКЖ. Привести схему.
19. Устройство и принцип действия поплавкового уровнемера. Привести схему.
20. Устройство и принцип действия буйкового уровнемера типа УБ – П. Привести схему.
21. Устройство и принцип действия сигнализатора уровня типа СУ100. Привести схему.
22. Устройство и принцип действия акустического уровнемера. Привести схему.
23. Устройство и принцип действия уровнемера типа У1500. Привести схему.
24. Устройство и принцип действия датчика уровня типа ДУЖ 1М. Привести схему.
25. Устройство и принцип действия влагомера типа ВСН 1. Привести схему.
26. Устройство и принцип действия анализатора солей типа АУС 201. Привести схему.
27. Устройство и принцип действия регулятора типа ПР3.31. Привести схему.
28. Устройство и принцип действия расходомера – счётчика типа УРСВ «Взлёт МР». Привести схему.
29. Устройство и принцип действия датчика избыточного давления МИДА – ДИ – 13П. Привести схему.
30. Устройство и принцип действия вискозиметра с падающим шариком. Привести схему.
Вопрос 3.
(номер вопроса соответствует варианту).
1. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную ГЗУ «Дельта».
2. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную сепарационной установки типа СУ2.
3. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную скважины, оборудованной ЭЦН.
4. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную насосного агрегата ДНС.
5. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления периодической эксплуатацией скважин, оборудованных СКН.
6. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную отстойника.
7. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы приточно – вытяжной вентиляции насосной станции.
8. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления двигателем привода задвижки на линии сброса воды из отстойника.
9. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную ГЗУ «Спутник А».
10. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную нагревателя нефти с огневым подогревом.
11. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную сепаратора с предварительным сбросом воды.
12. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления двигателем насосного агрегата.
13. Выполнить и описать схему автоматического регулирования работы газлифтной скважины.
14. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную электродегидратора.
15. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы циркуляционной смазки насосного агрегата.
16. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную скважины, оборудованной СКН.
17. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную насосного агрегата БКНС.
18. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную стабилизационной колонны.
19. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления маслонасосом системы маслоснабжения насосного агрегата.
20. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную узла учёта товарной нефти.
21. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную периодической эксплуатации газлифтной скважины.
22. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную товарного резервуара.
23. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную блочной установки для очистки сточных вод.
24. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную газораспределительной станции.
25. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления приточными вентиляторами.
26. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную системы водоснабжения магистральной насосной станции.
27. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную установки низкотемпературной сепарации газа.
28. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную абсорбционного процесса осушки газа.
29. Выполнить и описать схему автоматизации функциональную процесса регенерации ДЭГ.
30. Выполнить и описать схему электрическую принципиальную управления насосным агрегатом системы водоснабжения магистральной насосной станции.
Задача 1.
По результатам поверки определить основные метрологические характеристики прибора: абсолютную погрешность Δ
, относительную погрешность δ
, приведённую погрешность δ
пр
, вариацию показаний ν
.
Сделать вывод о соответствии прибора классу точности.
Данные поверки.
Таблица 1.
| Вариант |
Предел измерения поверяемого прибора Nшк
|
Рабочее значение параметра |
Класс точности поверяемого прибора |
Измеряемая величина Хд
|
Показания поверяемого прибора |
|
| Прямой ход Хи
|
Обратный ход Хо
|
|||||
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
| 1 |
1 |
0,8 |
2,5 |
0,2 |
0,15 |
0,25 |
| 0,5 |
0,4 |
0,45 |
||||
| 0,8 |
0,75 |
0,85 |
||||
| 2 |
16 |
10 |
1,5 |
4 |
4,3 |
4,6 |
| 10 |
10,4 |
10,7 |
||||
| 14 |
14,6 |
14,9 |
||||
| 3 |
40 |
30 |
4 |
10 |
13 |
12 |
| 20 |
22,5 |
21 |
||||
| 30 |
32 |
31 |
||||
| 4 |
0,6 |
0,4 |
1,5 |
0,2 |
0,16 |
0,18 |
| 0,4 |
0,37 |
0,42 |
||||
| 0,5 |
0,48 |
0,51 |
||||
| 5 |
60 |
45 |
2,5 |
15 |
12,5 |
16 |
| 30 |
28 |
32 |
||||
| 45 |
43,2 |
46,3 |
||||
| 6 |
25 |
18 |
4 |
10 |
7,4 |
11,3 |
| 18 |
16,1 |
19,2 |
||||
| 24 |
22,3 |
25,8 |
||||
| 7 |
250 |
175 |
2,5 |
100 |
96 |
102 |
| 175 |
173 |
177 |
||||
| 225 |
220 |
228 |
||||
| 8 |
160 |
110 |
4 |
50 |
42 |
53 |
| 110 |
103 |
114 |
||||
| 150 |
144 |
152 |
||||
| 9 |
1,6 |
1 |
1,5 |
0,5 |
0,43 |
0,53 |
| 1 |
0,94 |
1,07 |
||||
| 1,5 |
1,46 |
1,52 |
||||
| 10 |
2,5 |
2 |
2,5 |
1 |
0,7 |
1,2 |
| 1,5 |
1,4 |
1,52 |
||||
| 2 |
1,9 |
2,1 |
||||
| 11 |
25 |
20 |
2,5 |
10 |
7 |
12 |
| 15 |
13 |
17 |
||||
| 20 |
19 |
21 |
||||
Продолжение таблицы 1.
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
| 12 |
4 |
3,2 |
2,5 |
2 |
1,7 |
2,1 |
| 2,5 |
2,2 |
2,6 |
||||
| 3,2 |
3 |
3,3 |
||||
| 13 |
6 |
5,4 |
1,5 |
3 |
2,7 |
3,2 |
| 4,5 |
4,2 |
4,6 |
||||
| 5,4 |
5,3 |
5,6 |
||||
| 14 |
2,4 |
1,9 |
4 |
1,3 |
1,16 |
1,38 |
| 1,9 |
1,82 |
2 |
||||
| 2,3 |
2,21 |
2,38 |
||||
| 15 |
16 |
11 |
4 |
5 |
4,2 |
5,3 |
| 11 |
9,7 |
12,1 |
||||
| 15 |
14 |
15,9 |
||||
| 16 |
160 |
125 |
2,5 |
25 |
17 |
29 |
| 75 |
68 |
79 |
||||
| 125 |
120 |
127 |
||||
| 17 |
0,16 |
0,1 |
1,5 |
0,05 |
0,035 |
0,057 |
| 0,1 |
0,092 |
0,13 |
||||
| 0,15 |
0,14 |
0,158 |
||||
| 18 |
0,4 |
0,34 |
2,5 |
0,15 |
0,126 |
0,157 |
| 0,25 |
0,22 |
0,26 |
||||
| 0,34 |
0,32 |
0,35 |
||||
| 19 |
1 |
0,7 |
2,5 |
0,3 |
0,21 |
0,32 |
| 0,7 |
0,65 |
0,75 |
||||
| 0,9 |
0,82 |
0,93 |
||||
| 20 |
16 |
11 |
4 |
5 |
4,1 |
5,4 |
| 11 |
10,3 |
11,5 |
||||
| 15 |
14,2 |
15,7 |
||||
| 21 |
10 |
6,5 |
1,5 |
3 |
2,1 |
3,6 |
| 6,5 |
6 |
6,7 |
||||
| 9 |
8,4 |
9,8 |
||||
| 22 |
0,63 |
0,41 |
1,5 |
0,25 |
0,21 |
0,28 |
| 0,41 |
0,39 |
0,46 |
||||
| 0,6 |
0,57 |
0,62 |
||||
| 23 |
250 |
205 |
2,5 |
150 |
140 |
157 |
| 205 |
200 |
208 |
||||
| 240 |
231 |
246 |
||||
| 24 |
0,6 |
0,42 |
1,5 |
0,2 |
0,17 |
0,22 |
| 0,42 |
0,41 |
0,44 |
||||
| 0,55 |
0,53 |
0,58 |
Продолжение таблицы 1.
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
| 25 |
2,5 |
1,9 |
4 |
1,5 |
1,28 |
1,6 |
| 1,9 |
1,83 |
1,95 |
||||
| 2,4 |
2,29 |
2,47 |
||||
| 26 |
100 |
72 |
1,5 |
50 |
47,8 |
51,6 |
| 72 |
70,5 |
73,1 |
||||
| 95 |
92 |
97,6 |
||||
| 27 |
1,25 |
0,95 |
2,5 |
0,7 |
0,58 |
0,77 |
| 0,95 |
0,89 |
0,98 |
||||
| 1,2 |
1,08 |
1,26 |
||||
| 28 |
0,315 |
0,265 |
1,5 |
0,19 |
0,176 |
0,204 |
| 0,265 |
0,261 |
0,268 |
||||
| 0,3 |
0,29 |
0,31 |
||||
| 29 |
0,63 |
0,47 |
1,5 |
0,25 |
0,19 |
0,28 |
| 0,47 |
0,43 |
0,49 |
||||
| 0,6 |
0,51 |
0,625 |
||||
| 30 |
8 |
5,8 |
1,5 |
3 |
2,2 |
3,5 |
| 5,8 |
5,4 |
6 |
||||
| 7,5 |
7 |
7,95 |
Задача 2.
Дано динамическое звено САР.
Требуется:
1. Написать уравнение звена в общем виде.
2. Написать уравнение звена с заданными коэффициентами.
3. Написать уравнение звена в операторной форме.
4. Определить передаточную функцию звена.
5. Написать уравнения, рассчитать и построить характеристики звена: амлитудно – фазовую (АФХ), амплитудно – частотную (АЧХ), фазо – частотную (ФЧХ).
Данные для расчёта.
Таблица 2.
| Вариант |
Тип звена |
К |
Т (Т0
|
Т1
|
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
| 1 |
колебательное |
2,3 |
0,4 |
0,2 |
| 2 |
реальное дифференцирующее |
1,4 |
0,8 |
- |
| 3 |
усилительное |
2,3 |
- |
- |
| 4 |
апериодическое |
3,2 |
0,75 |
- |
Продолжение таблицы 2.
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
| 5 |
интегрирующее |
- |
0,6 |
- |
| 6 |
апериодическое |
2,5 |
1 |
- |
| 7 |
колебательное |
1 |
1,4 |
1,2 |
| 8 |
интегрирующее |
4 |
- |
- |
| 9 |
усилительное |
4,3 |
- |
- |
| 10 |
колебательное |
2,2 |
0,6 |
0,3 |
| 11 |
апериодическое |
3 |
0,8 |
- |
| 12 |
идеальное дифференцирующее |
3,4 |
- |
- |
| 13 |
интегрирующее |
1,8 |
- |
- |
| 14 |
усилительное |
1,75 |
- |
- |
| 15 |
реальное дифференцирующее |
1,54 |
0,6 |
- |
| 16 |
колебательное |
1 |
1,2 |
0,8 |
| 17 |
апериодическое |
1 |
1 |
- |
| 18 |
реальное дифференцирующее |
1,4 |
0,75 |
- |
| 19 |
интегрирующее |
1,8 |
- |
- |
| 20 |
колебательное |
2,6 |
0,9 |
0,7 |
| 21 |
апериодическое |
2,1 |
0,7 |
- |
| 22 |
усилительное |
3,5 |
- |
- |
| 23 |
идеальное дифференцирующее |
1,6 |
- |
- |
| 24 |
интегрирующее |
- |
0,75 |
- |
| 25 |
апериодическое |
1,4 |
0,65 |
- |
| 26 |
колебательное |
1,8 |
0,5 |
0,3 |
| 27 |
реальное дифференцирующее |
1,45 |
0,83 |
- |
| 28 |
интегрирующее |
2,6 |
- |
- |
| 29 |
колебательное |
3,8 |
0,72 |
0,64 |
| 30 |
апериодическое |
1,76 |
0,83 |
- |
Методические указания к решению задач.
Задача 1.
Все приборы подлежат поверке. Поверка включает в себя проверку целостности прибора и снятие основных метрологических характеристик прибора. На основание поверки делается вывод о пригодности прибора к эксплуатации и соответствии прибора указанному классу точности.
При поверке определяют абсолютную, относительную и приведённую погрешности, вариацию показаний.
Абсолютная погрешность
Δ
– это разность между действительным значением измеряемой величины и измеренным.
Δ = Хи
- Хд
Относительная погрешность
δ
– отношение абсолютной погрешности показаний прибора к действительному значению измеряемой величины.
δ =
+
100%
Приведённая погрешность
δпр
– отношение абсолютной погрешности показаний прибора к диапазону шкалы измерительного прибора.
δ пр
=
+
100%
Вариация показаний
– наибольшая разность показаний одной и той же измеряемой величины при прямом и обратном ходе указателя.
Вариация оценивается в процентах диапазона шкалы прибора.
ν =
+
100%
где: ΔПi(
max)
– максимальная разность показаний измерительного прибора в i-той точке его шкалы при прямом и обратном ходе.
Если в результате расчётов, величина приведённой погрешности не превышает класса точности, то считают, что прибор соответствует данному классу точности.
Примечание.
Абсолютную, относительную и приведённую погрешности определить для рабочего значения параметра.
Задача 2.
Динамические свойства звена полностью определяет передаточная функция.
Передаточной функцией звена называется отношение изображения по Лапласу выходной величины к изображению по Лапласу входной величины.
Уравнение передаточной функции в общем виде:
W
(
p
) =
Где р
=σ +
jω комплексная переменная, называемая оператором.
Если на вход звена или системы подавать синусоидальные колебания с постоянными амплитудой и частотой, то после затухания переходных процессов на выходе также возникают синусоидальные колебания с той же частотой, но с другой амплитудой и сдвинутые по фазе относительно входных колебаний. Подавая на вход звена синусоидальные колебания, получают амплитудно – фазовую, амплитудно – частотную и фазо – частотную характеристики.
Отношение выходной величины звена к входной величине, выраженное в комплексной форме, называется амплитудно – фазовой характеристикой (АФХ).
W
(
jω
) =
=
U
(
ω
) +
jV
(
ω
)
Где: U(
ω) –
вещественная (действительная) часть
jV(
ω) –
мнимая часть.
Зависимость отношения амплитуд входных и выходных колебаний от их частоты называется амплитудно – частотной характеристикой (АЧХ).
A
(
ω
) =
Зависимость разности фазы выходных и входных колебаний от их частоты называется фазо – частотной характеристикой(ФЧХ).
φ
(
ω
) = arctg
Пример решения задачи 2.
Дано апериодическое звено. К = 2; Т = 0,5
1.Уравнение звена в общем виде:
Т+ y(t) = kx(t)
2.Уравнение заданного звена:
0,5+ y(t) = 2x(t)
3.Уравнение звена в операторной форме:
TpY(p) +Y(p) = KX(p)
0,5pY(p) + Y(p) = 2X(p)
4.Передаточная функция звена:
W
(
p
) =
=
=
;
5.Амплитудно – фазовая характеристика:
W
(
jω
) =
=
=
;
Преобразовав уравнение, выделим действительную и мнимую часть.
Действительная:
U
(
ω
) =
Мнимая:
jV
(
ω
) = -
Давая значения ω, строим амплитудно – фазовую характеристику:
| ω |
0 |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
0,8 |
1 |
2 |
5 |
10 |
50 |
| U(ω) |
2 |
1,98 |
1,92 |
1,83 |
1,72 |
1,6 |
1 |
0,27 |
0,07 |
0,003 |
| jV(ω) |
0 |
-0,2 |
-0,38 |
-0,55 |
-0,69 |
-0,8 |
-1 |
-0,69 |
-0,38 |
-0,08 |
6.Амплитудно – частотная характеристика:
А(ω) = =
| ω |
0 |
0,5 |
1 |
4 |
10 |
25 |
80 |
120 |
180 |
| A(ω) |
2 |
1,94 |
1,79 |
0,89 |
0,39 |
0,16 |
0,05 |
0,03 |
0,02 |
7.Фазочастотная характеристика:
φ
(
ω
)
= -
arctgT
ω
=
arctg
0,5
ω
| ω |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
10 |
16 |
25 |
35 |
|
| φ ( ω ) |
0 |
-0,46 |
-0,78 |
-0,98 |
-1,11 |
-1,37 |
-1,45 |
-1,49 |
-1,51 |