АСУТП Объектов Поддержания Пластового Давления
АСУ ТП объектов поддержания пластового давления
АСУТП Объектов Поддержания Пластового Давления предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса ППД, улучшения эксплуатационных характеристик технологического оборудования, повышения уровня автоматизации операций контроля, управления и учета.
Задачи, решаемые системой:
- Централизованный контроль и измерение технологических параметров (давление, расход, температура, уровни и др.);
- Косвенное измерение (вычисление) параметров технологического процесса ППД — расхода жидкости на общем коллекторе, по водоводам, технико-экономические показатели (моторесурс и т.п.);
- Согласованное управление насосными агрегатами, находящимися на одном коллекторе;
- Удаленное управление объектами ППД, формирование и выдача данных оперативному персоналу цеха ППД;
- Подготовка и передача информации в смежные и вышестоящие системы управления;
Технологические объекты управления (ТОУ):
- Насосные агрегаты с насосами типа ЦНС 180 — 1900 и высоковольтными синхронными (типа СТД 1600) или асинхронными (типа АТД-1600) двигателями, а также насосные агрегаты импортного производства типа Reda;
- Блоки гребенок для распределения и учета воды по водоводам;
- Удаленные блоки гребенок;
- Дренажная система КНС;
- Вентиляторы и электроотопители на КНС;
В проекте применено оборудование и программное обеспечение Schneider Electric программируемые логические контроллеры MODICON серии Quantum, Premium модули ввода/вывода Momentum, SCADA Wonderware InTouch.
На КНС один контроллер Quantum и распределенная сеть ввода/вывода RIO для насосных агрегатов и блока гребенок (Вариант 1).
На КНС один контроллер Premium и ввод/вывод через локальную шину BUS-X (централизованная переферия) или ввод/вывод на базе локальных модулей Momentum соединенных с контроллером по полевой шине FIPIO (децентрализованная переферия) (Вариант 2).
Один персональный компьютер — АРМ оператора в НГДУ. Около 60 сигналов ввода/вывода на один насосный агрегат и около 20 на блок гребенок.
Передача данных по выделенному радиоканалу или по телефонной линии.
Структурная схема (Вариант 1)
Структурная схема (Вариант 2)
Примеры видеокадров
Пакет программного обеспечения для контроллеров Modicon Premium, Quantum Unity Pro 2.1:
- Язык релейной логики (LD)
- Последовательные функциональные схемы (SFC)
- Списки инструкций (IL)
- Структурированный текст (ST)
- Язык функциональных блок — схем (FBD)
Пакет программного обеспечения Unity 2.0 Pro позволяет:
- Написание программы пользователя
- Изменение программы в режиме on-line
- 5 языков программирования
- Конфигурация аппаратных средств
- Конфигурация сетевой поддержки
Компания «РС Электросервис» является обладателем фирменной лицензионной версии EPLAN 5.5 и имеет право разработки документации на ее базе для заказчиков по всему миру.
Среда разработки EPLAN существенно облегчает и ускоряет процесс создания электрических схем, а такие компоненты проекта, как содержание проекта, кабельные журналы, клеммные планы, клеммные подключения и т.д. генерируются системой автоматически.
Разрабатываемая техническая документация соответствует требованиям: ГОСТ 34.602-89, ГОСТ 34.201-89, DIN, VDE, IEC, ISO
Источник
Поддержание пластового давления. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента.
В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.
С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.
Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:
I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:
1. Законтурное заводнение;
2. Приконтурное заводнение;
3. Внутриконтурное заводнение;
4. Циклическое заводнение;
5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:
— разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;
II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:
— закачка сухого газа;
— попеременная закачка воды и газа.
III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:
IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).
V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.
VI. Тепловые методы воздействия:
— паротепловое воздействие (ПТВ);
— воздействие горячей водой (ВГВ);
— импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);
— импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));
— термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);
— тепловая обработка призабойной зоны пласта.
VII. Внутрипластовое горение.
Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт.Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.
Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.
Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.
Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пластовым давлением, превышающим давление насыщения нефти газом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м 3 . Это означает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4-1,6 м 3 воды. В то же время, как показывает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является следствием того, что при внутриконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т.п. Необходимо учитывать и то, что некоторое количество воды теряется на поверхности (порывы водоводов и т.д.).
В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м 3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.
По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи, что обуславливается приближением зоны повышенного Рпл, созданного за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.
Для принятия решения о проведении ППД на конкретной залежи необходимо проработать следующие вопросы:
· определить местоположение водонагнетательных скважин;
· определить суммарный объем нагнетаемой воды;
· рассчитать число водонагнетательных скважин;
· установить основные требования к нагнетаемой воде.
Местоположение водонагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наибольшая эффективная связь между зонами нагнетатния воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.
В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин различают:
Законтурное – для залежей нефти с небольшими запасами, водонагнетательные скважины расположены в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы заводения возможно при перемещении ВНК при достижимых перепадах Рпл.
Внутриконтурное – применяется при разработке залежи с очень большими площадями. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную систему разработки одновременно. Для этого площадь разрезают рядами нагнетательных скважин. При закачке в них воды образуются зоны повышенного давления, которые препятствуют перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной свкажины, увеличиваются в размерах, затем сливаются и образуют единый фронт воды. С целью ускорения образования единого фронта по линии ряда нагнетательных скважин освоение под нагнетатение осуществляется через одну. В промежутках проектные нагнетательные скважины работают в отработке на нефть, осуществляя в них форсированный отбор нефти и по мере обводненности переводятся под закачку.
Есть несколько его разновидностей внутриконтурного заводнения.
Блоковая система применяется на месторождениях вытянутой формы с расположением нагнетательных скважин в поперечном направлении. Отличие блоковой системы от внутриконтурной в том, что блоковая система предполагает отказ от законтурного заводнения. Преимущество – отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне (исключается риск бурения); более полное использованиеестественных сил гидродинамической области законтурной части пласта; существенное сокращение площади, подлежащей обустройству объектами ППД; упрощается система обслуживания ППД.
Площадное заводнение применяется пластов с низкой проницаемостью. нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.
Очаговое заводнение. Очаги заводнения(нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин)обычно создают на участках ,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.
Барьерное заводнение применяют для газонефтяных залежей с дольшими запасами газа в газовой шапке. Нагнетательные скважины распологают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение газа и нефти водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть пласта и наоборот.
Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.
Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по:
1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более
0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.
Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.
Источник
Автоматизация объектов поддержания пластового давления
Температура в линии разгрузки
Агрегаты импортного производства Reda в значительной степени отличаются от агрегатов отечественного производства, а именно:
- Имеют свой набор автоматики, отвечающий за аварийное отключение насосного агрегата в случае возникновения аварийной ситуации;
- Позволяют контролировать причину остановки насосного агрегата;
- Не имеют проточной системы смазки.
БКНС монтируют на заранее изготовленных фундаментах на площадке с любыми грунтовыми условиями, нормативной нагрузкой 150кгс.
Каждый вариант станции отличается числом насосных блоков, блоков напорных гребенок и, в свою очередь, делится на станции с принудительной смазкой насосных агрегатов и станции с насосными агрегатами на консистентной смазке подшипников и агрегатов.
Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды по двум водоводам, объединенным в единый всасывающий коллектор, поступают на площадку БКНС. На водоводах устанавливают диафрагмы для замера расхода и электроприводные задвижки.
Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов направляется в распределительный напорный коллектор и через высоконапорные водоводы — к нагнетательным скважинам. Вода для подпора сальников и охлаждения масла в маслоохладителе подается из трубопровода пресной воды через редукционный клапан. При работе БКНС только на очищенных нефтепромысловых водах для этих целей используют пресную воду индивидуального источника водоснабжения. Использованная вода из системы разгрузки сальников и маслоохладителя поступает в резервуар сточных вод.
Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом:
а) требуемой подачи и давления нагнетания;
б) схемы энергоснабжения;
в) климатических условий. По расчетным подаче и давлению нагнетания определяют тип и число основных насосов, а по климатическим условиям — вид охлаждения двигателя.
В зависимости от типа установленных насосов выпускают БКНС, рассчитанные на давление нагнетания 9,3 МПа, 14 МПа, 18 МПа. При этом суммарная номинальная подача БКНС определяется как типом, так и числом установленных насосов.
Кроме того, в зависимости от принятой схемы охлаждения электродвигателей основных насосов выпускают БКНС двух модификаций: а) РЦВ — разомкнутый цикл вентиляции двигателя, при котором двигатель охлаждается воздухом, засасываемым в помещение через жалюзи; б) ЗЦВ — замкнутый цикл вентиляции, при котором электродвигатели основных насосов охлаждаются водой.
Воду в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления закачивают центробежными насосными агрегатами на базе насосов ЦНС 180 и ЦНС500.
Центробежные насосы типа ЦНС 180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступеней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без изменения привязочных размеров, с обязательной динамической балансировкой ротора.
Корпус насоса состоит из набора секции, входной и напорной крышек и концевых уплотнений. Базовые детали насоса — входная и напорная крышки с лапами, расположенными в плоскости, параллельной горизонтальной плоскости насоса. Насос фиксируется на плите двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Входной патрубок расположен горизонтально, напорный — вертикально.
Ротор насоса состоит из рабочих колес, посаженных на вал по скользящей посадке, разгрузочного диска, защитных втулок и других деталей.
Во избежание перетока воды по валу, стыки рабочих колес притираются до плотного металлического контакта. Рабочие колеса имеют уплотнения щелевого типа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке меньще 0,1 МПа предусматривается подача воды на концевые уплотнения для устранения подсоса воздуха в полость подвода через сальники, а также для смазки сальника.
Насос соединяется с электродвигателем посредством зубчатой муфты. Обойма зубчатой муфты закрыта кожухом.
Система КИП и автоматики насосного агрегата выполнена в виде блоков и состоит из щита управления, манометровой колонки и комплекта первичных приборов теплоконтроля.
Система блочной автоматики обеспечивает автоматическое управление всеми механизмами насосного агрегата (от щита управления), управления маслонасосом и электроприводной задвижкой, контроль технологических параметров агрегата, сигнализацию изменения технологических параметров и сигнализацию положения механизмов агрегата.
При недопустимом изменений технологических параметров комплект КИП и автоматики отключает насосный агрегат.
Блочная автоматика предусматривает защиту насосного агрегата в следующих случаях:
— резкое снижение давления в системе смазки подшипников;
— повышение температуры подшипников, воды из узла гидравлической разгрузки осевого усилия, масла за маслоохладителем;
— резкое снижение давления масла в конце линии и воды во входном патрубке насоса;
— резкое снижение давления воды на выходе из насоса и на входе при пуске насоса;
— остановка маслонасоса при остановке насосного агрегата.
Насосный агрегат также автоматически отключается при срабатывании электрических защит (исключая кратковременное до 3 секунд исчезновение напряжения), при не выполнении команд на пуск после отключения аварийной кнопкой
Блочная автоматика осуществляет управление следующих видов:
— по каналам телемеханики;
— раздельное, со щита управления;
— с помощью кнопок, устанавливаемых непосредственно у механизма насосного агрегата.
4. Техническая часть
4.1. Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления
На Рис. 1 представлена обобщенная структура АСУТП НГДУ «Азнакаевскнефть»
Рис 1.Иерархия структуры АСУ ТП НГДУ «Азнакаевскнефть»
Нижний уровень – это уровень управления технологическими объектами ППД. Его назначение:
— сбор данных о состоянии оборудования;
— контроль и управление оборудованием;
— выполнение команд вышестоящего уровня;
Средний уровень – цеховой. Его назначение:
— оперативное отображение ситуации на технологических объектах КНС;
— визуализация ситуации на объектах выделением на экран в реальном масштабе времени текущих значений аналоговых параметров;
— построение графиков изменения параметров для оперативного анализа;
— сопоставление текущих значений параметров с уставками;
— ведение протокола технологических событий и аварий;
— ведение протокола системных событий и аварий;
— вывод на печать необходимых сводок;
— выполнение команд управления по включению/выключению насосных агрегатов.
На верхнем уровне решаются вопросы управления финансовой, хозяйственной, административной деятельностью предприятия.
4.2. Задачи решаемые системой ППД
1. Централизованный контроль и измерение технологических параметров;
2. Косвенное измерение (вычисление) параметров ТП ППД расхода жидкости на общем коллекторе, по водоводам, технико-экономических показателей;
3. Согласованное управление насосными агрегатами находящимися на одном коллекторе;
4. Удаленное управление объектами ППД. Формирование выдачи данных оперативным персоналом;
5. Подготовка и передача информации в смежные и вышестоящие системы управления.
4.3. Описание работы датчиков.
Датчик расхода ДРС-50,25
Счетчик воды вихревой ультразвуковой СВУ предназначен для измерения объема воды, закачиваемой в нагнетательные скважины систем поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.
Счетчики данного типа эксплуатируются на кустах нагнетательных скважин, КНС и на отдельных скважинах.
Датчик ДРС предназначен для преобразования объема жидкости в выходной сигнал, представленный числом электрических импульсов с ценой импульса 0,001 м 3 , и может работать как в комплекте с блоком БПИ, так и отдельно от него в составе информационно-измерительных систем.
Датчики ДРС могут устанавливаться в насосных блоках, кустовых насосных станциях, в блоках водораспределительных гребенок и на отдельных скважинах.
Датчик расхода может устанавливаться в помещениях или на открытом воздухе (под навесом) и эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха от минус 45 до плюс 50ºС и относительной влажности воздуха до 95% при температуре 35ºС.
Датчик расхода сохраняет работоспособность после замерзания и последующего оттаивания рабочей жидкости в проточной части датчика расхода, а также при образовании наледи или отложений осадков на проточной части датчика расхода толщиной не более 1 мм.
Датчик давления Метран-100
Датчики давления Метран-100 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование измеряемых величин давления избыточного, абсолютного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического давления нейтральных и агрессивных сред в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи и цифровой сигнал на базе HART-протокола.
Датчики предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкости, пара, газа (в т.ч. газообразного кислорода и кислородосодержащих газовых смесей) в унифицированный токовый сигнал и цифровой сигнал на базе HART-протокола. Датчики предназначены для работы во взрывобезопасных и взрывоопасных условиях.
Датчики предназначены для работы с вторичной регистрирующей и показывающей аппаратурой, регуляторами и другими устройствами автоматики, машинами централизованного контроля и системами управления, воспринимающими стандартные сигналы постоянного тока 0-5 или 4-20 мА и цифрового сигнала на базе HART-протокола.
Датчики с HART-протоколом могут передать информацию об измеряемой величине в цифровом виде по двухпроводной линии связи вместе с сигналом постоянного тока 4-20 мА. Этот цифровой сигнал может приниматься и обрабатываться любым устройством, поддерживающим протокол HART. Цифровой выход используется для связи датчика с портативным ручным HART-коммуникатором или с персональным компьютером через стандартный последовательный порт и дополнительный HART-модем, при этом может выполняться настройка датчика, выбор его основных параметров, перестройка диапазонов измерений, корректировка нуля и ряд других операций.
Датчик уровня ультразвуковой ДУУ2
Датчики уровня ультразвуковые ДУУ2 и ДУУ2М предназначены для измерения уровня различных жидкостей,уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть –эмульсия – подтоварная вода и т..п.),а также измерения температуры и давления контролируемой среды. Применяются в системах автоматизации производственных объектов нефтегазовой, нефтехимической, химической, энергетической, металлургической, пищевой и других отраслей промышленности в аппаратах с атмосферным или избыточным (до 2,0 МПа)давлением. Датчики устанавливаются на объектах в зонах класса 1 и класса 2 по ГОСТ Р 51330.9,где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIB по ГОСТ Р 51330.11 температурного класса T5 включительно согласно ГОСТ Р 51330.0. Датчики имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.0,ГОСТ Р 51330.10,имеют вид взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь »,уровень взрывозащиты «Взрывобезопасный » для взрывоопасных смесей категории IIВ по ГОСТ Р 51330.11,температурного класса T5 по ГОСТ Р 51330.0,маркировку взрывозащиты «1ExibIIBT5 X » по ГОСТ Р 51330.0. Датчики ДУУ2М по сравнению с датчиками ДУУ2 обладают повышенной устойчивостью к электромагнитным помехам,повышенной стойкостью к отрицательным температурам, выполнены на современной элементной базе,ячейки преобразования изготавливаются по автоматизированной технологии поверхностного монтажа.В дальнейшем датчики ДУУ2М полностью заменят датчики ДУУ2.
Датчики состоят из:
– первичного преобразователя (ПП)датчика;
– чувствительного элемента (ЧЭ);
– поплавка с постоянным магнитом, скользящего по ЧЭ.
Принцип работы прибора
Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации. По всей длине проволоки намотана катушка в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней. Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца ЧЭ датчика и фиксируемый пьезоэлементом для датчиков исполнения 1.
Измерение времени, прошедшего с момента формирования импульса тока до момента приема импульсов упругой деформации, принятых и преобразованных пьезоэлементом позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости. Датчики исполнения 0 измеряют время, прошедшее с момента формирования импульса тока до момента приема сигнала от пьезоэлемента. Это позволяет вычислить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня жидкости, при известной скорости звука.
Датчик температуры ТМУ-1187
Датчик является термометром сопротивления. Действие его основано на свойстве металлов изменять свою электропроводность в зависимости от температуры. В комплект термометра сопротивления входят чувствительный элемент, измерительный прибор и соединительные провода. В качестве чувствительного элемента применяется металлическая проволока намотанная на изоляционный каркас и заключенная в защитный кожух. Термометр обладает следующими преимуществами:
1. Возможность градуировки термометра в широком диапазоне на любой температурный интервал;
2. Высокая степень точности измерения температуры;
3. Возможность расположения вторичного измерительного прибора на значительном расстоянии от места измерения температуры (термоприемника);
4. Возможность автоматической записи температуры и автоматического регулирования ее;
К недостаткам термометра сопротивления следует отнести необходимость постороннего источника питания.
Датчик загазованности СТМ-10
Сигнализатор СТМ-10общетехнического применения предназначен для непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций в воздухе помещений, открытых пространств горючих газов, паров и их смесей.
Сигнализатор является автоматическим стационарным прибором, состоящим из блока сигнализации и питания и выносного датчика или блока датчика.
Датчик и блок датчика могут эксплуатироваться во взрывоопасных зонах помещений всех классов и наружных установок, согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) и другим документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях.
Датчик и блок датчиков сигнализаторов должны устанавливаться в контролируемых точках.
Принцип действия сигнализатора – термохимический, основанный на измерении теплового эффекта от окисления горючих газов и паров на каталитически активном элементе датчика, дальнейшем преобразовании полученного сигнала в модуле МИП и выдачи сигнала о достижении сигнальной концентрации. Сигнализатор состоит из датчика или блока датчика и блока сигнализации и питании, состоящего из МИП, МПОП.
Измерительный преобразователь, используя тепловой эффект каталитического окисления горючих газов и паров, формирует электрический сигнал (Uc), пропорциональный их концентрации (С) с разными коэффициентами пропорциональности (Кп) для различных веществ: Uс=Кп*С. В случае контроля совокупности компонентов это приводит к погрешности, представленной в виде диапазона сигнальных концентраций.
Контроллеры и сетевые средства компании Allen-Bradley
Компания предлагает несколько семейств контроллеров: микроконтроллеры MicroLogix 1000, MicroLogix 1200. MicroLogix 150 малые логические контроллеры SLC (Small Logic Controller), контроллер ControlLogix, программируемые логические контроллеры семейства PLC другие.
Контроллеры семейства SLC 500
Семейство SLC 500 — семейство малых программируемых контроллеров, построенное на двух аппаратных модификациях:
фиксированные контроллеры с опцией расширения при помоши двухслотного шасси;
модульные контроллеры с количеством точек ввода/вывода до 960.
Фиксированные контроллеры SLC 500 — серия контроллеров с широкими сетевыми возможностями, обеспечивающая до 104 вводов/выводов. Фиксированные SLC 500 включают центральный процессор с возможностью подключения к сети DH-485, встроенный источник питания и определенное количество каналов ввода/вывода.
Существует 24 конфигурации контроллеров, отличающиеся количеством вводов/выводов (20, 30, 40), уровнем сигналов и источниками питания.
Шасси расширения на 2 слота обеспечивает подключение 64 дополнительных вводов/выводов.
Модульные контроллеры серии SLC 500 предлагают дополнительную гибкость конфигурирования системы, более мощные процессоры и большую емкость ввода/вывода.
Контроллеры семейства SLC 500 могут взаимодействовать с сетями DH-485, DH+, Remote I/O, DeviceNet через встроенные порты и с помощью интерфейсных модулей. Все контроллеры семейства допускают также последовательную связь через интерфейс RS-232 (процессоры SLC 5/03 и SLC 5/04 — через собственный порт, процессоры SLC 5/01 и SLC 5/02 — через порт интерфейсных модулей).
• Для подключения устройств семейства SLC 500 к сети DH-485 используется изолированный разветвитель сети 1747-AIC. Разветвитель имеет сменный блок контактов с 6 позициями для подключения к кабелю.
• Подключение порта RS-232 модульных SLC 5/03, SLC 5/04 к SLC 5/0), SLC 5/02 и AIC, которые поддерживают DH-485, можно осуществить посредством конвертора 1746-PIC.
Характеристика АСУ ТП «ПроТок»
Блок-схема системы «ПРОТОК»:
«ПроТок» — система управления насосными агрегатами, реализованная на программно-технических средствах производства фирм Rockwell Software (RSlinx, RSlogyx500) и Allen-Bradley (контроллер SLC 500).
Схема комплекса управления на базе контроллера SLC-500 показана на рисунке 2. Данный комплекс включает в себя:
Контроллер SLC-500 и модули ввода/вывода 1746-IB16, 1746-NI16I, 1746-OB8, установленные в 10-ти или 7-ми слотовую корзину, в зависимости от типа агрегата, укрепленную в шкафу фирмы Rittal.
Исполнительные механизмы – двигатели маслонасосов, пускатель агрегата, двигатель электрозадвижки.Датчики со стандартным токовым выходом 4-20мА — давления, температуры, вибрации, осевого смещения. Датчики с выходом типа «сухой контакт» — расхода жидкости, протока масла, состояния исполнительных механизмов и концевиков; кнопки пульта местного управления (ПМУ).
Персональный компьютер (ПК) с соответствующим аппаратным и программным обеспечением для приема данных от контроллера по витой паре по протоколу DH+.
Программные средства — RSlinx, RSLogyx 500.
Рис. 2. Схема комплекса управления на базе контроллера SLC-500
Пакет программного обеспечения RS-View.
Структура приложения RS-View.
Данный приложение представляет собой средство контроля и управления ходом технологических процессов на очистных сооружениях. Он включает в себя:
подсистему контроля межфазных уровней в РВС и учет технологической жидкости и ее баланс с объектами ППД;
подсистему контроля и управления насосными агрегатами.
Эти системы имеют тесную взаимосвязь друг с другом. RS-View позволяет отображать на экране технологическую информацию о работе этих систем одновременно и связать основные критерии их взаимосвязи в единую систему. Основными критериями взаимосвязи являются:
- пуск насосных агрегатов при превышении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;
- остановка насосных агрегатов при понижении заданного уровня технической жидкости в буферных резервуарах;
- остановка насосных агрегатов при аварийной ситуации на водоводах.
Кроме этого RS-View позволяет выполнять различные функции:
- ведение оперативной базы данных;
- хранение исторической базы данных;
- ведение и хранение журнала активности системы;
- ведение и хранение журнала аварий;
- формирование и печать архивов и отчетно-учетных документов;
- диагностика работы аппаратных средств.
В базе тегов определяются данные, которые необходимо контролировать с помощью RS-View. Каждый элемент этой базы именуется тегом. Тег представляет собой логическое имя переменной в устройстве или локальной памяти (RAM). Текущее значение тега по мере необходимости обновляется от устройства, которому он приписан, и сохраняется в памяти компьютера (таблице значений), так что к нему можно получить немедленный доступ из любого места RS-View32.
RS-View32 различает три типа тегов: аналоговый, цифровой и строковый. При определении тега необходимо задать источник данных, определяющий, получает ли тег свои значения извне или изнутри.
Тег, использующий Device (устройство) в качестве источника данных, получает данные извне RS-View32. Данные могут поступать непосредственно от драйвера программируемого контроллера, или от сервера ОРС или DDE.
Тег, использующий Memory (память) в качестве источника данных, получает данные от внутренней таблицы значений RS-View32. Тег памяти может использоваться для внутреннего хранения значений.
Все используемые в проекте теги имеют организацию для облегчения их создания и использования. Организация основана на группировании в папках связанных тегов, а также соглашениях по именованию. Предлагается следующая структура базы тегов проекта:
- levels — включает теги с данными по уровням в технологических резервуарах;
- rashod — содержит данные по расходу жидкости на объекте;
Графические дисплеи и объекты – изображение для оператора, отображающее работу установки (объекта), они предоставляют данные по системе или процессу и дают операторам возможность записывать значения во внешнее устройство (напр. программируемый контроллер), компоненты на графическом дисплее называют графическими объектами, они могут заимствоваться из соответствующих библиотек.
Проект использует несколько графических дисплеев в качестве интерфейса оператора. Каждый дисплей служит для отображения определенного состава информации о ходе технологического процесса и состоянии объекта. В соответствии с предоставляемой информацией дисплеи дают оператору возможность ввода данных и воздействия на исполняемый проект посредством элементов управления.
Основное окно проекта представляет собой упрощенную технологическую схему ОС. Эта схема представляет оператору значения основных параметров технологического процесса, а также дает возможность непосредственного управления его ходом.
Обзор оператором технологического процесса осуществляется посредством набора иерархически построенных информационных изображений, появляющихся на дисплеях станции системы
На рисунках 1,2 показаны примеры видеокадров мнемосхем одного насосногоагрегата.
Рис. 1 Мнемосхема одного насосного агрегата. Состояние «Включен»
Рис. 2 Мнемосхема одного насосного агрегата. Состояние «Выключен»
5. Экспериментальная часть
5.1. Сущность экспериментального определения
статических и динамических характеристик
1. Статической характеристикой элемента, независимо от его конструкции и назначения, называется зависимость выходной величины от входной в равновесных состояниях. Статическую характеристику можно представить в виде таблиц или графически. Определить статическую характеристику можно аналитически (расчетным путем) и экспериментально. Обычно определение статических характеристик простых объектов не представляет трудностей. Для многих сложных объектов статические характеристики неизвестны, и их трудно найти аналитически. В этом случае прибегают к экспериментальному определению их на действующих объектах.
Экспериментальное определение статических характеристик заключается в создании ряда последовательных равновесных состояний объекта при соответствующих выходных и входных величинах. В этом случае орган, управляющий притоком или расходом энергии или материи в объекте, вручную или дистанционно переводят из одного положения, соответствующего равновесному состоянию, в другое. При достижении нового равновесного состояния объекта записывают значения входных и выходных величин по показаниям измерительных приборов. По измеренным входным и выходным величинам можно составить таблицу и построить график статической характеристики и определить коэффициент усиления объекта.
Если по условиям эксплуатации изменять значения входных и выходных величин в широком диапазоне невозможно, то ограничиваются небольшим пределом выходных величин вблизи заданного значения регулируемого параметра, т. е. Снимается рабочий участок статической характеристики, в пределах которого допустимы указанные выше изменения.
2. Динамической характеристикой элемента называется зависимость изменения во времени выходной величины от входной в переходном режиме при том или ином законе изменения входной величины. Аналитически динамические характеристики выражаются обычно дифференциальными уравнениями, а графически в виде графиков (кривых), где по оси абсцисс отмечают время, а по оси ординат значения выходной величины. Очевидно, что графики динамических характеристик будут различными при разных законах изменения входной величины. Для определения динамических характеристик и сравнимости их друг с другом приняты типовые законы изменения входных величин, близкие к законам, возможным в реальных условиях работы систем. Часто таким законом является скачкообразное изменение входной величины, при котором выходная величина изменяется мгновенно на какую-либо конечную величину.
Динамические характеристики элементов систем можно определять так же, как и статические – расчетным путем и экспериментально.
Для оценки динамических свойств объектов регулирования можно воспользоваться временными характеристиками, снятыми с действующих объектов. Такие характеристики можно снимать в тех случаях, когда имеется возможность приложить возмущение и оставить действовать в течение времени, достаточного для окончания переходного процесса, т. е. Пока регулируемая величина не примет постоянного значения у устойчивых объектов или пока не установится постоянная скорость изменения выходной величины у нейтральных объектов. Регулируемые объекты часто имеют несколько каналов возмущения, тогда необходимо снять характеристики при всех возмущениях. Однако в ряде случаев можно ограничиться снятием характеристик для основных каналов. Наибольший практический интерес представляет исследование динамических свойств при возмущениях, вызванных изменением той величины, на которую действует или будет действовать регулирующий орган. При снятии временных характеристик весьма существенным является определение величины возмущения. При выборе величин возмущения исходят из допустимых отклонений в ходе технологического процесса. Однако необходимо, чтобы искусственно вводимое возмущение значительно превосходило по величине те случайные возмущения, которые могут быть при снятии характеристик.
Временную характеристику снимают следующим образом. Перед экспериментом регулируемый объект приводят в равновесное состояние и обеспечивают постоянство всех входных и выходных величин. После стабилизации вводят скачкообразное возмущение, отмечая при этом время и величину его. Затем следят за изменением выходной величины, записывая ее значения до тех пор, пока выходная величина не примет нового установившегося значения или пока не установится постоянная скорость ее изменения. На основании полученных данных строят кривую в координатах: выходная величина – время, которая и будет временной характеристикой объекта. Для снятия временной характеристики на объекте должны быть установлены приборы для измерения входной и выходной величин. Наиболее удобны регистрирующие приборы с ленточной картограммой и большой скоростью ее движения. Во время эксперимента записываются также все параметры, связанные с выходной величиной. Это позволяет при обработке результатов эксперимента установить, что снятые характеристики не искажены посторонними возмущениями.
В зависимости от динамических свойств объектов кривые изменения выходной величины могут иметь различный характер. Чтобы получить исходные данные для расчета системы регулирования, необходимо найти аналитические выражения экспериментально полученных кривых. Этими аналитическими выражениями будут дифференциальные уравнения объектов. В настоящее время имеется несколько методов нахождения
— уравнения объектов по имеющимся временным характеристикам. Симою и Стефани разработали метод для определения передаточной функции объекта по его кривой разгона, который получил название метода площадей. Метод основан на предположении, что исследуемый объект может быть описан линейным дифференциальным уравнением с постоянными коэффициентами.
5.2. Определение передаточной функции объекта по кривой разгона методом площадей.
Для нахождения передаточной функции объекта по промежуточному и основному каналам воспользуемся методом Симою. Пусть кривая разгона задана в графическом виде. Найдем передаточную функцию объекта. Регулируемая величина давление на выходе насосного агрегата Рвых в результате приложенного к объекту возмущения DQвх (изменение расхода) при t®∞ стремится к конечному значению D Рвых отличному от нуля.
Рис. 9 Входное воздействие
Рис. 10 Выходная величина
- Разбиваем ось времени на отрезки с интервалом Dt = 0.2 исходя из условия того, что на протяжении всего графика функция Хвыхода в пределах 2Dt мало отличается от прямой.
- Заполним таблицу 1. Для этого находим значения DХвыхв конце каждого интервала Dt.
Источник