96578

Система автоматического регулирования расхода ДЭГ

Курсовая

География, геология и геодезия

За последние десятилетия мировое потребление природного газа росло более высокими темпами по сравнению с другими видами энергии. В России имеющей свыше 40 прогнозных топливных ресурсов планеты доля природного газа в топливно-энергитическом балансе страны за последние 50 лет увеличилась с 1 до 50.

Русский

2015-10-07

1.3 MB

11 чел.

Содержание

Введние…………………………………………………………….…………..........4

1 Описание технологического процесса………………………..............................9

2 Анализ технологического процесса с целью выбора параметров контроля и

управления………………………………………………………………….......….12

3 Построение математической модели технологического процесса………..….15

4 Выбор критерия оценки эффективности средств контроля и управления..…17

5 Определение закона распределения технологического параметра………..…20

6 Определение объединяемости выборок по различным пунктам рассматриваемого участка производства……………………….…………...........................21

7 Выбор структуры регулирования и расчет САР……………………….….…..22

      7.1 Определение ПФ объекта……………………………………….........…..22

      7.2 Расчет одноконтурной САР……………………………………….……...23

7.2.1 Построение переходного процесса по возмущению………….…………...27

7.2.2 построение переходного процесса по заданию…………….…...................28

      7.3 Расчет каскадной САР…………………………………………………....29

8 Расчет исполнительного механизма………………………………...……….....30

9 Выбор комплекса технических средств…………………………………….….33

10 Заказная спецификация………………………………………………..….…...36

Заключение………………………………………………………………..……….37

Библиографический список……………………..………………………..…..…..38

Введение

Начиная со второй половины 20-го века природный газ становится наиболее эффективным экологически чистым природным топливом. За последние десятилетия  мировое потребление природного газа росло более высокими темпами по сравнению с другими видами энергии. В России, имеющей свыше 40 % прогнозных топливных ресурсов планеты, доля природного газа в топливно-энергитическом балансе страны за последние 50 лет увеличилась с 1 до 50 %. В настоящее время энергитическая стратегия России, несмотря на снижение общего объёма добычи газа, предусматривает дальнейшее увеличение его удельного веса в производстве первичных энергоресурсов.

Районы Крайнего Севера Российской Федерации характеризуются суровыми природно-климатическими условиями (климат резко континентальный, с жарким коротким летом и холодной продолжительной зимой, ветрами и метелями)со следующими основными параметрами: абсолютная минимальная температура воздуха - минус 60 °С, максимальная - плюс 40 °С, среднегодовая температура воздуха - минус 8 °С, средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 45 °С, средняя относительная влажность воздуха зимой - 60, летом - 73 процента, число дней в году со снежным покровом - около 285.Необходимо также отметить значительную территориальную удаленность от промышленно развитых центров страны, труднопроходимость по тундре и сложность технологических процессов (ТП), связанных с большими объемами перерабатываемого газа и высокими требованиями к качеству товарного продукта, поступающего в газопровод. Эти факторы предъявляют особые требования к автоматизированной системе управления (АСУ) установкой комплексной подготовки газа (УКПГ), осуществляющей сбор и подготовку газа к транспортировке.

Основной задачей промысловых УКПГ на месторождениях является обработка его до определённого качества для обеспечения условий транспортировки по магистральным газопроводам. В практике наиболее распространены следующие способы (технологические процессы) обработки газа:

- абсорбционный;

- нискотемпературной сепарации (НТС);

- адсорбционный;

- нискотемпературной абсорбции, конденсации или ректификации.

В данной курсовой работе мы рассмотрим подготовку природного газа методом нискотемпературной сепарации (НТС).

В АСУ ТП УКПГ решаются следующие задачи:

-сбор и первичная обработка информации аналоговых и дискретных датчиков;

-косвенное измерение технологических параметров; расчет технико-экономических показателей УКПГ;

- формирование баз данных подсистем;

- анализ предаварийных ситуаций;

- контроль технологического процесса;

- контроль срабатывания защит и блокировок;

- автоматическая защита и блокировка;

- автоматическое включение резервного оборудования;

- управление технологическим процессом;

- контроль работоспособности технических средств.

В рамках АРМ оператора УКПГ решаются следующие задачи:

- сбор, обработка, хранение и преобразование информации на уровне УКПГ по всем режимно-технологическим параметрам;

- организация межсистемного обмена данными между задачами АСУ ТП УКПГ и верхнего уровня управления (диспетчерской газоконденсатного месторождения);

- оперативный учет и контроль добычи и поставки потребителям газа и газоконденсата;

- составление отчетов по производству и плановым показателям;

- учет расхода химреагентов;

- расчет суточного расхода газа;

- расчет картограмм по газу;

- подготовка и обмен информацией со смежными и верхними системами управления.

Несмотря на проведенные работы по модернизации, к концу 80-х началу 90-х годов стало очевидно, что комплексы технических средств, на базе которых реализованы АСУ ТП УКПГ, являются морально устаревшими и имеют следующие недостатки:

- низкая надежность;

- низкая помехозащищенность входных цепей сигнализации;

- устаревшая элементная база, часть которой давно уже не выпускается отечественной промышленностью;

- инерционность (доступ к отдельному датчику и снятие его значения в АСУ ТП УКПГ занимает около четырех секунд);

- аппаратура, которая функционирует на промыслах, давно уже отработала свой срок эксплуатации и т.д.

В связи с этим в настоящее время поддержание АСУ ТП УКПГ в работоспособном состоянии является весьма сложной задачей и требует значительных временных и материальных затрат. Поэтому сейчас пользователи АСУ ТП УКПГ ищут различные пути ее модернизации.

В последнее время на российском рынке в области автоматизации наряду с российскими фирмами, такими как «Система Сервис» (г. С.Петербург), АООТ «Промавтоматика» (г. Краснодар), АО «Газком» (г. Москва), НИИИС (г. Нижний Новгород) и др., стараются найти свое место такие известные фирмы, как АВВ, Honeywell, Siemens, AEG, Bailey Norge, АСЕС, FESTO, Foxboro, Ficher Rosemount и т.д., которые имеют большой опыт работы в области создания и внедрения средств автоматизации для различных отраслей промышленности.

В результате сравнительного анализа стоимостных оценок и технических характеристик аппаратуры, которые предлагают вышеперечисленные фирмы для автоматизации УКПГ, можно отметить, что практически нет большой разницы в стоимости оборудования разных фирм, имеющего аналогичные характеристики. В настоящее время ведутся работы по привлечению некоторых из перечисленных фирм для осуществления работ по модернизации АСУ ТП УКПГ, однако суммы, запрашиваемые ими для выполнения работ, пока для российских организаций достаточно велики. Поэтому на сегодняшний день большинство намеченных работ в этом направлении остается нереализованными из-за нехватки финансовых средств. Кроме этого, необходимо иметь виду, что при привлечении иностранных фирм для построения АСУ ТП УКПГ могут иметь место следующие отрицательные моменты: связывая свою судьбу с оборудованием, которое выпускает единственная фирма, через несколько лет каждое предприятие может оказаться в трудном положении, так как поставка ЗИП находится исключительно компетенции фирмы монополиста. Кроме этого, если газоконденсатное месторождение (ГКМ) эксплуатируется в режиме насыщения, то применяемая аппаратура должна быть рассчитана примерно на пятнадцать двадцать лет работы. Поставляемое оборудование перечисленных фирм имеет ограниченный срок службы, который находится в пределах около десяти лет, и после истечения этого срока изготовитель может снять с себя все обязательства по поддержанию системы в работоспособном состоянии, так как поставки ЗИП становятся уже невыгодным мероприятием. В этом случае потребуется провести перевооружение, для которого у ГКМ, которое эксплуатируется в режиме насыщения, может не оказаться денег, и начнется необратимый процесс развала средств автоматизации. Крупные иностранные производители, как правило, предлагают технические средства, имеющие закрытую архитектуру. Поэтому по вопросам расширения или модернизации АСУ ТП придется обращаться к дорогостоящим услугам фирм изготовителей. Кроме того, для эксплуатации и технического обслуживания аппаратуры потребуется подготовка дополнительных специалистов. Учитывая сказанное и нынешнюю экономическую ситуацию в России, предлагают целесообразным осуществить модернизацию АСУ ТП УКПГ на базе IBM PC совместимой аппаратуры промышленного назначения, которая лишена перечисленных недостатков. Такой подход имеет следующие преимущества:

- российский рынок заполнен комплектующими этой аппаратуры, которая выпускается различными фирмами в нескольких странах мира, в том числе и в России, что исключает зависимость от одной фирмы;

- надежность этой аппаратуры не ниже, чем обеспечивают фирмы монополисты для своих контроллеров;

- поддержание в работоспособном состоянии АСУ ТП УКПГ в течение 10 лет и осуществление ее модернизации после окончания этого срока не будет представлять никаких трудностей, так как все это можно будет осуществлять силами местного персонала путем поэтапного приобретения новых комплектующих и замены старых компонентов, которые уже морально устарели;

- построение АСУ ТП УКПГ на базе IBM PC совместимой аппаратуры обходится примерно в 4 5 раз дешевле, чем ее создание на базе оборудования Siemens, Foxboro, Fisher Rosemount и т.д., что при нынешних экономических трудностях России имеет большое значение;

- значительная часть средств, предназначенных для построения АСУ ТП УКПГ, остается в России, так как здесь уже появилось очень много фирм, которые успешно решают задачи построения АСУ ТП на базе IBM PC совместимой аппаратуры;

- при построении АСУ ТП УКПГ на базе IBM PC совместимой аппаратуры нет необходимости в подготовке дополнительных специалистов, так как сегодня практически все работники, которые заняты в области автоматизации, имеют большой опыт работы с этими средствами.

1. Описание технологического процесса

Охлаждение газа на промысловых установках производите за счет использования его избыточного давления при срабатывании давления газа на дросселях или турбодетандерных машинах. При дросселировании газа в зависимости от его состава происходит его охлаждение на 3-4,5 °С на перепад давления в 1 МПа. С учетом утилизации холода потока газа после дросселе в теплообменниках "газ - газ" удается снизить его температуру до минус 25 °С.

Весь процесс низкотемпературной сепарации (НТС) сводится к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы. Этот процесс нашел широкое применение для подготовки газа северных месторождений валанжинских залежей и газов с потенциальным содержанием конденсата до 400 г/м3.

Один из вариантов технологической схемы НТС представлен на рис. 1.

По данной схеме сырой газ из скважины поступает в пробкоуловитель П для улавливания жидкостных пробок, откуда на первую ступень сепарации во входной сепаратор С-1, где от газа отделяется жидкая фаза: вода, углеводородный конденсат. На выходе из сепаратора газ разделяется на два потока: один поток подается на теплообменник Т-1 "газ — газ", где охлаждается потоком газа из низкотемпературного сепаратора С-2, другой поток подается на охлаждение холодным потоком жидкости из низкотемпературного сепаратора

С-2. Соотношение разделенных потоков газа выбирается таким образом, чтобы температура охлажденного газа на выходе из Т-1 и Т-2 была примерно одинаковой. После охлаждения в теплообменниках потоки газа объединяются и подаются на эжектор (дроссель) ЭЖ, где срабатывается избыточное давление до давления газа в трубопроводе, при этом газ охлаждается до температуры минус 25 °С и подается на сепаратор С-2 второй ступени сепарации, где от него отде-

ляется жидкая фаза - водный раствор гликоля или метанола и углеводородный конденсат.

Рисунок 1 - Схема установки низкотемпературной сепарации газа

Очищенный от жидкости "сухой" газ проходит рекуперативный теплообменник Т-1, откуда поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Суммарное охлаждение газа на дросселе с учетом его предварительного охлаждения составляет до 1 °С на 1 МПа перепада давления.

Для предотвращения образования гидратов используются ингибиторы предотвращения гидратообразования (гликоли или этанол). Впрыск ингибитора предусматривается в точках, где температура газа ниже температуры гидратообразования, т.е. в поток газа перед теплообменником Т-1, Т-2 и перед эжекторомЭЖ. Количество ингибитора рассчитывают исходя из его концентрации и обеспечения безгидратного режима.

Жидкость из сепараторов С-1 и С-2 поступает соответственно в разделители Р-1 и Р-2, где водный раствор ингибитора отделяют от углеводородов. Углеводородный конденсат направляется в выветриватель В, откуда выветренный газ поступает на эжектор (дроссель), а конденсат — на установку моторных топлив. Для увеличения выхода жидких углеводородов путем увеличения молекулярной массы газа целесообразно в эжектор подавать конденсат из выветривателя для распыления его газом.

В качестве основных достоинств применения технологии НТС при промысловой подготовке газа можно отметить следующие:

- низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;

- простоту в эксплуатации и техническом обслуживании;

- легкость регулирования технологического процесса и его автоматизацию в условиях газового промысла;

- возможность постепенного дополнения и развития технологии холодильными и компрессорными машинами при снижении пластового давления и соответственно уменьшение свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации.

Именно это и обеспечило широкую распространенность в отечественной практике установок НТС для промысловой обработки природных газов газоконденсатных месторождений.

Однако технология НТС имеет и ряд недостатков, которые вытекают из присущих ей особенностей. Это:

- несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при этом извлечение из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;

- в процессе эксплуатации пластовое давление падает и, следовательно, повышается температура сепарации - в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается.

Жидкие углеводороды для снижения капитальных затрат целесообразно перерабатывать на установках, выполненных по схемам со связанными материальными и тепловыми потоками и использованием многофункциональных агрегатов.

2. Анализ технологического процесса с целью выбора

параметров контроля и управления

 

Система регулирования основных технологических параметров показана на рис. 2. При реализации этих систем в качестве измерительных устройств применяются главным образом серийные приборы ГСП, а также пневматические регуляторы и вторичные приборы системы «Старт».

К основным технологическим параметрам контроля и управления относятся:

- регулирование дебита скважины ;

- регулирование расхода диэтиленгликоля (ДЭГ) ;

- регулирование температурного режима ;

- регулирование уровня жидкости ;

В данном курсовом проекте параметром контроля и управления будет являться регулирование расхода ДЭГ.

Непрерывный ввод ДЭГ в газовый поток в заданном количестве является необходимым условием нормальной работы установки НТС. Расход ингибитора должен соответствовать дебиту газа, поступающего из скважины. При изменении дебита газа система регулирования расхода ингибитора должна перестраиваться на другое значение. Указанное условие может быть реализовано с помощью системы связанного регулирования, показанной на рис. 2. Она состоит из датчика расхода ингибитора 4А, дифманометра 46, регулятора соотношения двух параметров 4в, вторичного прибора и исполнительного механизма 4д.

Приборы переменного перепада давления для измерения расхода не могут быть применены в качестве датчиков расхода ингибитора из-за пульсирующего характера потока на выкиде плунжерного дозировочного насоса

Н-1, небольшого значения расхода, существенного изменения вязкости ДЭГ, а также большого статического давления.

Рисунок 2 - Схема автоматизации установки НТС

В целом система связанного регулирования расхода ингибитора работает следующим образом. На регулятор соотношения (см. рис. 2) поступают пневматический сигнал от дифманометра 46, пропорциональный текущему значению расхода ингибитора, и пневматический сигнал, пропорциональный заданному значению дебита скважины, определяемому центральным регулятором давления в промысловом газосборном коллекторе. В случае постоянного задания регулятору дебита скважины задание регулятору соотношения также не меняется и регулятор 4в, воздействуя на исполнительный механизм (РРЖ-1), устанавливает соответствующее значение расхода ингибитора. Возможные отклонения расхода ингибитора устраняются регулятором перепада давления блока РРЖ-1. При изменении задания регулятору дебита заданное значение регулятора также меняется и в соответствии с установленным коэффициентом соотношения его выходной сигнал с помощью пневмопривода блока РРЖ-1 устанавливает новый расход ингибитора.

Рассмотрим структурную схему системы автоматического регулирования расхода ДЭГ, представленную на рисунке 3.

Рисунок 3 – Структурная схема системы автоматического

регулирования расхода ДЭГ

Информацию о принимаемом расходе ингибитора дает «Измерительное устройство» (дифманометр). Далее полученная информация поступает по каналу связи («Передатчик» - «Линия связи» - «Приемник») в «Устройство сравнения». В «Устройстве сравнения» происходит сравнение сигнала, полученного от «Измерительного устройства» с сигналом, пропорциональным заданному значению дебита скважины. При изменении задания, «Устройство сравнения» формирует сигнал для приведения в действие «Корректирующего устройства». В данном случае «Корректирующее устройство» представляет собой регулятор РРЖ-1, который устанавливает соответствующее значение расхода ингибитора.


3. Построение математической модели технологического процесса

Математическая модель технологического процесса регулирования расхода ДЭГ – это математическое выражение, объясняющее зависимость концентрации ингибитора от следующих параметров: давления и температуры газа в сепараторе.

Понижение равновесной температуры гидратообразования является функцией концентрации ингибитора и определяется по формуле:

                    (3.1),

где  с - концентрация  ингибитора;  М - молярная  масса  ингибитора.

Из (3.1) следует, что для понижения температуры гидратообразования на  концентрация насыщенного ДЭГ на выходе из сепаратора должна быть:

                      (3.2),

где - равновесная температура гидратообразования;  - температура газа в сепараторе. Равновесная температура однозначно определяется по давлению и относительной плотности газа:

                                (3.3),

где а и b — коэффициенты, значения которых для газов с различной   относительной  плотностью   могут  быть  определены   по равновесным кривым;

р - давление в сепараторе. С учетом (3.3) уравнение (3.2) примет вид:

                       (3.4).

Таким образом, если расход ДЭГ поддерживать на уровне, обеспечивающем его конечную концентрацию, определяемую (3.4), то тем самым будет обеспечено нужное понижение равновесной температуры гидратообразования.

Отсюда может быть определен алгоритм управления процессом ввода ДЭГ:

- по текущим значениям  исиспользованием отношения (3.4) определить величину с;

- определить текущее значение концентрации ДЭГ с в сепараторе и разность ;

- при >0 уменьшить, а при<0 увеличить расход ДЭГ на величину, обеспечивающую равенство .

4. Выбор критерия оценки эффективности средств

контроля и управления

Информацию о технологическом объекте можно считать полной, если на ее основе можно принять правильное управляющее решение. Излишняя информация может быть также вредна, как и недостаточная: на базе и той и другой могут быть приняты неверные решения. Информация должна быть достоверной и соответствовать объективной реальности, которую она отражает. Наряду с достоверностью информации существует понятие достоверности данных, которое определяет безошибочность отображения в кодовом виде соответствующей информации. Большое значение в доставке информации потребителю играет ее своевременность, которая должна незамедлительно учитываться при выработке управляющих решений.

Вопросы оптимизации отдельных параметров (скорости передачи информации, помехоустойчивости, надежности) должны рассматриваться без отрыва от экономических факторов, связанных с построением и эксплуатацией системы. Главной задачей при построении АСУ является цель, реализация которой в процессе создания и эксплуатации системы, позволит получить определенный экономический эффект.

Однако нельзя оценивать эффективность АСУ без учета конечного значения получаемой, передаваемой и перерабатываемой информации. Стоимость информации определяется затратами энергии, материалов, труда и т.п., связанными с получением информации. Ценность информации измеряется экономией материальных, энергетических и трудовых затрат при использовании информации для достижения определенной цели.

Обобщенным критерием выбора оптимального варианта построения информационно-управляющей системы является минимизация суммы затрат на

добывание информации и потерь от несовершенства этой системы.

Требуется определить наилучшие значения качественных параметров (скорости передачи данных, помехоустойчивости, надежности) с учетом стоимости обеспечения их значений и влияния на экономическую эффективность функционирования управляющего объекта – потребителя информации.  Задача оптимизации сводится к выбору структуры и параметров информационной системы, при которых свойства этой системы оптимальны.  

В этом случае достигается лучший вариант решения дислокации и получения технических характеристик средств контроля и управления с учетом стоимостных показателей.

Рассмотрим процесс автоматического регулирования расхода ДЭГ.

Снижение концентрации ДЭГ приведет к снижению давления, что приведёт к недоотпуску газа, что в свою очередь вызовет штрафные санкции для предприятия (). Повышение концентрации ДЭГ приведет к повышению давления, что приведет к излишнему перерасходу энергии ().При снижение концентрации ДЭГ происходит гидратообразование, что приводит к разрушению элементов газовой системы, что в свою очередь вызовет дополнительные капитальные затраты () и перерыв в газоснабжении – снова к штрафным санкциям ().

Очевидно, что минимизация потерь  может служить критерием оценки эффективности управления системой автоматического качества поставок газа. Данный критерий можно расширить, если учесть еще затраты на оборудование для системы. Стоимость оборудования АСУ зависит от вероятности ошибки, скорости передачи данных, точности аппаратурных средств, надежности и т.п.(). Поэтому оптимальным будет вариант при котором сумма затрат на оборудование  и денежного эквивалента возможных потерь  будет минимальна.  Т.е.

.  

Графическое изображение данного критерия представлено на рисунке 4.

Рисунок 4 - График критерия оценки эффективности средств

контроля и управления

5. Определение закона распределения

технологического параметра

Закон распределения концентрации углеводородного конденсата в природном газе может быть:

- нормальным;

- усеченным нормальным;

- логарифмическим нормальным;

- равномерным;

- экспоненциальным.

В данном случае допустимо использовать усеченный нормальный закон распределения. Нормальный закон распределения усечен с двух сторон, т.к. с одной стороны расход ДЭГ ограничен механической прочностью газовой системы, либо отсекателями газа, а с другой – концентрация ДЭГ не может быть отрицательной:

,

где   - математическое ожидание;

- дисперсия.

Рисунок 5 - Графическое изображение усеченного нормального

закона распределения

 6. Определение объединяемости выборок по

различным пунктам рассматриваемого

участка производства

Для уменьшения количества источников информации надо научно обосновать на сколько этот процесс возможен. Для этого существует критерий Вилькоксона, который предусматривает наличие корреляционной связи между показаниями датчиков. Если в ходе эксперимента q (уровень значимости) > 0,5 считается, что между показаниями этих датчиков имеется корреляционная связь, тогда по значению q можно с 99%-ой вероятностью сказать, что если один из этих датчиков показывает определённые значения технологического параметра, то такие параметры будут в показаниях других датчиков. Это дает возможность уменьшить количество датчиков на производстве (стоимостные расходы).

Возвращаясь к теме объединяемости выборок нужно сказать, что в нашем случае это выполнить невозможно. Несомненно, система включает в себя довольно большое количество датчиков (впрочем, как и любая другая современная система автоматизации), но рассматриваемый параметр (расход ДЭГ) в данном курсовом проекте, измеряет (оценивает) только один из них - датчик расхода ингибитора ДР-22.

7. Выбор структуры регулирования и расчет САР

7.1 Определение ПФ объекта покривой разгона

По кривой разгона, представленной на рисунке 6, можно определить передаточную функцию объекта. Объект включает в себя непосредственно объект регулирования, датчик и исполнительное устройство.

Рисунок 6 - Кривая разгона

Анализируя представленную кривую разгона, можно определить передаточную функцию объекта:

,     

где   - коэффициент усиления системы;

- время запаздывания, сек;

- степень затухания.

- постоянная времени, сек;

- звено запаздывания;

 - инерционное звено 1-го порядка.

Т.е. ПФ объекта выглядит как:

.

В качестве регулирующих устройств, как правило, используют следующие типовые структуры (типовые законы регулирования):

- пропорциональный (П-регулятор);

- пропорционально-интегральный (ПИ-регулятор);

- пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД-регулятор).

В данной курсовой работе принято решение использовать ПИ-регулятор. В ПИ-регуляторе сочетаются лучшие свойства П- и И-регуляторов. При скачкообразном отклонении текущего значения от заданного ПИ-регулятор сначала под действием пропорциональной составляющей быстро приводит систему к новому состоянию равновесия, соответствующему этому отклонению, а затем под действием интегральной составляющей ликвидирует это отклонение. Таким образом, интегральная составляющая обеспечивает необходимые динамические свойства системы, а интегральная – статические свойства системы, устраняет статическую неравномерность.

Передаточная функция ПИ-регулятора:

,

где     - коэффициент усиления;

 - время изодрома.

7.2 Расчет одноконтурной САР

В практике построения систем автоматизации объектов нефтяной и газовой промышленности широкое применение нашли одноконтурные системы автоматического регулирования (САР). Задача сводится к следующей: исходя из найденной ПФ объекта и выбранного регулятора, необходимо определить параметры настройки регулятора, которые бы обеспечивали бы устойчивость и заданное качество САР.

Рисунок 7 - Структурная схема одноконтурной САР

Рассмотрим расчет одноконтурной САР методом расширенных амплитудно-фазовых характеристик. Оптимальная САР – это такие настройки регулятора, которые обеспечивают заданную степень колебательности: .

С помощью АФЧХ в области параметров настройки регулятора строится «линия равного затухания», соответствующая заданной степени затухания  переходного процесса САР. Далее на этой линии выбирается точка, координаты которой определяют параметры настройки регулятора, обеспечивающие при заданном  наилучшее качество САР (оптимальные настройки).

Дано:

- ПФ объекта;

- ПФ ПИ-регулятора;

;

 - степень колебательности.

Расширенная АФХ объекта:

.

Расширенная АФХ объекта в алгебраической форме:

.

Выражения для определения настроек ПИ-регулятора:

;

.

Подставляя действительную и мнимую части АФХ объекта в выражения для ПИ-регулятора, получаем:

;

.

;

.

Изменяя  в пределах , рассчитываем настройки регулятора. Полученные данные сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Результаты вычислений

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

П1

-2

-1,35

-0,57

0,28

1,2

2,14

3,1

3,97

4,8

5,56

6,22

П2

0,00

0,12

0,44

0,9

1,45

2,02

2,57

3,04

3,38

3,55

3,52

В плоскости настроечных параметров строим линию «равной степени затухания», см. рисунок 8.

Рисунок 8 - Линия равной степени  колебательности

Разным точкам на кривой равной степени затухания соответствуют различные процессы регулирования. Для выбора оптимальных настроек необходимо взять несколько пар точек на кривой и для каждой определить настройки регулятора. По качеству переходного процесса можно судить о качестве САР.  Оптимальными свойствами САР будет обладать при регуляторе с параметрами  и .

Передаточная функция ПИ-регулятора будет иметь вид

.

Для проверки правильности нахождения параметров регулятора необходимо построить переходные процессы.

Возмущающее воздействие в замкнутой системе регулирования, приводящее к отклонению регулируемого параметра, может воздействовать на объект по различным каналам. На характер изменения регулируемого параметра влияют как величина и форма возмущающего воздействия, так и динамические свойства регулируемого объекта по каналу от источника возмущения до места установки измерительного устройства.

Рассмотрим 2 варианта построения графиков переходного процесса:

- при единичном скачкообразном изменении возмущающего воздействия , действующего по каналу регулирования;

-  при единичном скачкообразном изменении заданного значения .

7.2.1 Построение переходного процесса по возмущению

Рисунок 9 - Структурная схема одноконтурной САР по каналу возмущения

С помощью программного продукта «Mathlab» был получен переходной процесс, представленный на рисунке 10.

Рисунок 10 - Переходной процесс в одноконтурной САР по

каналу возмущения

Качественные параметры переходного процесса:

- Установившееся значение: 0,0000;

- Время регулирования: 11 с;

- Max(Min) значение: 0,102.

7.2.2 Построение переходного процесса по заданию

Рисунок 11 - Структурная схема одноконтурной САР по каналу задания

С помощью программного продукта «Mathlab» был получен переходной процесс, представленный на рисунке 12.

Рисунок 12 - Переходной процесс в одноконтурной САР

по каналу задания

Качественные параметры переходного процесса:

- Установившееся значение: 1,0000;

- Время регулирования: 9 с;

- Перерегулирование: 11 %.

Полученным переходным процессам видно, что САР удовлетворяет необходимым требованиям.

7.3 Расчет каскадной САР

Каскадные системы применяются для автоматизации объектов, обладающих большой инерционностью по каналу регулирования. Применения каскадной САР возможно в случае, если допустимо выбрать промежуточную регулируемую переменную, зависящую от того же регулирующего воздействия , что и основная регулируемая переменная .  

Очевидно, что в данной курсовой работе это условие не возможно выполнить, поэтому расчет каскадной САР не возможен. Хотя, сравнение одноконтурных и каскадных систем показывает, что вследствие более высокого быстродействия внутреннего контура в каскадной САР повышается качество переходного процесса, особенно при компенсации возмущений, поступающих по каналам регулирования.

8. Расчет исполнительного механизма

Исполнительное устройство предназначено для реализации сигнала управления, вырабатываемого регулируемым устройством автоматического регулятора. Оно состоит из двух основных частей: исполнительного механизма и регулирующего органа. Регулирующим органом называется звено исполнительного устройства, представляющее собой переменное гидравлическое сопротивление, которое воздействует на расход среды, изменяя свое проходное сечение. Исполнительные механизмы предназначены для управления регулирующими органами в соответствии с выходным сигналом регулирующего органа.

Для объективной оценки параметров и характеристик исполнительных механизмов необходимо определить основные требования, предъявляемые к ним со стороны регулирующего органа и системы регулирования в целом. Исполнительный механизм должен обеспечить перемещение затвора регулирующего органа на заданное расстояние. В зависимости от вида энергии, используемой для создания перестановочного усилия, исполнительные механизмы подразделяются на:

- электрические;

- гидравлические;

- пневматические.

В нефтяной и газовой промышленности применяются в основном пневматические исполнительные механизмы. В зависимости от вида чувствительного элемента, воспринимающего энергию сжатого воздуха и преобразующего ее в перестановочное усилие на выходном элементе, различают:

- мембранные;

- поршневые;

- сильфонные;

- лопастные исполнительные механизмы.

Наибольшее распространение получили мембранно-пружинные и поршневые исполнительные механизмы.

Необходимым условием качественной работы системы автоматического регулирования является правильный расчет и выбор размера исполнительного устройства, определяемого условной пропускной способностью. Занижение и завышение пропускной способности весьма нежелательны. В результате занижения размера регулирующего органа невозможно обеспечить проектную производительность установки. Завышение размера уменьшает диапазон рабочего хода, снижает точность отработки управляющего воздействия.

Алгоритм расчета и выбора исполнительного устройства:

Исходные данные:

- рабочее давление 32 МПа,

- расход жидкости 3—90 л/ч

- температура 10—30 °С.

1. Определение минимального перепада давления в исполнительном устройстве (ИУ) при максимальном расходе:

;

 МПа;

;

МПа;

;

МПа;

2. Проверка ИУ на кавитацию при максимальном расходе:

;

МПа.

Так как > , то кавитация в ИУ при =отсутствует.

3. Вычисление предварительного значения максимальной пропускной способности:

;

.

4. Определение индекса вязкости:

;

.

5. Выбор условной пропускной способности.

Так как > принимаем

9. Выбор комплекса технических средств

Датчик расхода ингибитора ДР-22 (рис. 13) состоит из собственно датчика и дифманометра. Датчик имеет приемник - камеру 6 переменного уровня и дроссель 3, расположенный в корпусе 8. Корпус датчика одновременно является уравнительным сосудом, в который заливается жидкость. Благодаря переливной трубке 2 в уравнительном  сосуде устанавливается постоянный уровень  жидкости.  Приемная  камера  6  при необходимости может обогреваться паром, подаваемым в кожух 7. В верхней части 6 приемника расположен штуцер 5, через который  жидкость  разбрызгивается  и   стекает  по  стенке  приемника,   чем   достигается   сглаживание   пульсирующего   потока. При помощи трубки 4 выравниваются давления в газовом пространстве приемника и трубопроводе, поэтому истечение ингибитора   через   дроссель   3   происходит   только под действием столба   жидкости  в   приемной  камере.   Каждому  установившемуся   значению   притока   жидкости   в   приемник   соответствует определенный уровень.

Рисунок 13 - Датчик расхода ингибитора ДР-22

Уровень и расход связаны отношением:

H=Q2/(a2P-2g),

где    Q — расход    ингибитора;   a — коэффициент   расхода;   F — площадь отверстия диафрагмы.

Уровень измеряется дифманометром типа ДС-П с пневматическим выходным сигналом. Датчик расхода ДР-22 рассчитан на рабочее давление 32 МПа и диапазоны расхода 0—0,007, О—0,1, 0—0,02 и 0—0,03 кг/с. Датчик устанавливается на трубопроводе при помощи фланца 1.

Регулятор расхода жидкости РРЖ-1 (рис. 14) представляет собой регулируемый дроссель, совмещенный с регулятором перепада давления. Регулятор обеспечивает постоянный расход ингибитора гидратообразования при колебаниях давления жидкости на его входе и выходе. Регулируемый дроссель включает в себя щель 3 и плунжер 2 с мембранным приводом 1.

Рисунок 14 - Регулятор расхода жидкости РРЖ-1

Регулятор перепада давления состоит из поршня 8, мембраны 5 и пружины 4. Ингибитор от насоса поступает по каналу 6 через отверстие 7 в камеру А регулятора, затем в камеры В и Б, далее через щель 5 в камеру Г и на выход. В отверстии 7 осуществляется редуцирование входного давления рвх до величины ррег. Площадь отверстия 7 изменяется при перемещении поршня 8. При этом изменяется ррег, которое действует на мембрану 5 и сжимает пружину 4. Усилие пружины определяет перепад давления на щели 3. Под действием пневматического сигнала, поступающего от регулятора соотношения (см. рис. 2) под мембрану пневмопривода 1, плунжер 2 будет изменять проходное сечение щели 3, устанавливая необходимое значение расхода ингибитора. Возможные колебания давлений на входе рвх и выходе рвых регулятора могут привести к изменению расхода ингибитора через щель 3. В этих условиях заданный расход ингибитора при постоянном сечении щели 3 обеспечивается регулятором перепада давления. Например, при увеличении входного давления рвх увеличивается и давление ррег. Мембрана 5, преодолевая упругость пружины 4, перемещается вправо. Поршень 8 уменьшает площадь проходного сечения отверстия 7, восстанавливая давление ppeг, а следовательно, и перепад давления на щели 3 и расход через нее до прежних значений. При уменьшении давления на входе, рвх, а также при изменении давления на выходе рвых регулятор действует аналогично.

Регулятор РРЖ-1 рассчитан на рабочее давление 32 МПа, расход жидкости 3—90 л/ч и ее температуру 10—30 °С.

10. Заказная спецификация

Зона

Поз.

Наименование

Кол.

Примечание

1

Сепаратор

2

2

Емкость

1

3

Теплообменник

2

4

ПИ-регулятор

1

5

Регулятор расхода жидкости типа РРЖ-1

1

6

Датчик расхода ингибитора ДР-22

1

7

Дифманометр

1

8

Регулятор соотношения

1

9

Дозировочный насос

1

10

Вторичный прибор

1

11

Комплекс автоматического регулирования дебита скважины

1

12

Комплекс автоматического регулирования температурного режима

1

13

Комплекс автоматического регулирования уровня жидкости

1

Заключение

 В данной курсовой работе была спроектирована система автоматического управления процессом НТС, в частности система автоматического регулирования расхода ДЭГ.Использование данной системы обеспечит:

- низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;

- извлечение жидких углеводородов одновременно с осушкой газа в соответствии с требованием ОСТ 51.40. -93 на газ;

- простоту в эксплуатации и техническом обслуживании;

- легкость регулирования технологического процесса и его автоматизацию в условиях газового промысла;

Библиографический список

1. Ягубов З.Х. Автоматизация промышленных установок и технологических комплексов. Методические указания для выполнения курсовой работы. Ухта, УИИ, 1996. - 12с.

2. Ягубов З.Х. Оптимизация параметров технических средств систем контроля и управления при шахтной добычи нефти. СПб.: Издательство С.-Петербургского университета, 1994. - 168с.

3. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. М., «Недра», 1983. - 424с.

4. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений М., «Недра»,1975. -415 с.

5. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н.,Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчёта оборудования. М.: «Недра – Бизнесцентр», 2000.- 279 с.

6. Справочник по автоматизации в газовой промышленности А.Д. Седых, М.М. Майоров, Ю.В. Назаревский и др. Под общей редакцией В.В. Дубровского, Г.З. Разладова.-М. «Недра», 1990. - 372 с.

PAGE   \* MERGEFORMAT 3