- •31. Структура производственного процесса. Классификация автоматизированных систем управления производством. П роизводственные процессы
- •32.Классификация задач автоматизации. Задачи автоматизации
- •33.Факторы, влияющие на решения по автоматизации.
- •34.Состав измерительных каналов асутп. Выбор диапазона измерения первичного преобразователя.
- •35. Контроль и повышение достоверности измерительной информации
- •36.Типовые схемы регулирования уровня
- •1.2.3 Регулирование с помощью регулируемого электропривода насоса
- •38.Типовые схемы регулирования давления
- •37. Типовые схемы регулирования расхода.
- •1.2.1. Регулирование методом дросселирования потока вещества через регулирующий орган.
- •1.2.2. Регулирование методом байпасирования.
- •39.Регуляторы давления прямого действия.
- •40. Типовые схемы регулирования температуры. Регулирование температуры в поверхностных теплообменниках.
- •1.4.1. Регулирование температуры в поверхностных кожухотрубных теплообменниках.
- •41.Типовые схемы регулирования температуры. Регулирования температуры в трубчатых печах.
- •1.4.2. Регулирование температуры в трубчатых печах.
- •42.Назначение и функции технологических зашит и блокировок. Алгоритмы зашиты.
- •43.Обеспечение надежности и достоверности срабатывания зашит.
- •44. Основные параметры контроля процесса бурения скважин. Объем автоматизации буровой установки.
- •45.Структура информационно-измерительного комплекса на буровой установке. Автоматическое регулирование подачи долота на забой.
- •2.3. Автоматизация подачи долота на забое.
- •46.Автоматизация скважин, оборудованных шгну. Состав оборудования и объем автоматизации шгну.
- •47.Автоматизация скважин, оборудованных уэцн. Состав оборудования и объем автоматизации уэцн.
- •48 Метрологические требования к измерению продукции нефтяных скважин
- •49 Методы измерения продукции скв-н
- •50 Состав оборудования и алгоритм работы автоматизированной групповой замерной установки типа «Спутник»
- •Автоматизация дожимной насосной станции (днс).
- •Автоматизация подготовки нефти на промыслах.
- •Автоматизация резервуарных парков.
- •54.Средства и системы измерения уровня резервуарных парков.
- •55.Автоматизация учета нефти. Состав и назначение оборудования сикн
- •56 Блок измерительных линий. Состав и назначение оборудования
- •57 Блок контроля качества нефти и нефтепродуктов бкн. Состав и назначение оборудования
- •58 Состав оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, объем автоматизации магистральных насосных агрегатов
- •6.3 Объем автоматизации нпс
- •59 Автоматизация насосного агрегата. Объем автоматизации насосного агрегата
33.Факторы, влияющие на решения по автоматизации.
Характеристики объекта управления, к которым относятся:
Характер технологического процесса (изменение состава вещества, механическая обработка, транспортировка и т.д.);
Протекание технологического процесса во времени (непрерывный процесс, дискретный);
Протяженность и территориальная рассредоточенность объекта;
Особенности необходимых регулирующих и управляющих воздействий на объект (т.е. что требуется измерять на объекте: расход, температуру, давление или состояние механизмов (вкл/выкл));
Особенности окружающей среды (агрессивность, вибрация, помехи и т.д.);
Требования по взрыво- и пожаробезопасности;
Перспективы развития и модернизации технологического процесса и оборудования.
Специфические особенности объекта, отличающие его от других подобных объектов, затрудняющие использование типовых и других решений.
Например:
Сложный состав сырья;
Особенности технологии;
Особые условия эксплуатации;
Требования к готовому продукту;
Требования к системе управления, к которым относятся:
Уровень иерархии в многоуровневой структуре системы управления;
Количество измеряемых и регулируемых параметров, а также требования и точности соблюдения режимных величин;
Выполняемые функции, определяемые технологическими требованиями объекта, т.е. необходимость автоматизации контроля, сигнализации, диагностики, защиты, регулирования и оптимизации режима работы;
Связь с другими системами;
Перспективы развития системы управления (необходимость закладывать резерв в информационные и функциональные возможности системы).
34.Состав измерительных каналов асутп. Выбор диапазона измерения первичного преобразователя.
1-датчик
2-нормирующий преобразователь
3-барьер искробезопасности
4-модуль аналогового ввода контроллера
5-АРМ оператора
6-мультиплексор
7-преобразователь
Диапазон измер-я первичного преобразователя выбирается с запасом от диапазона измеряемого параметра, около 20% от исходного диапазона
35. Контроль и повышение достоверности измерительной информации
36.Типовые схемы регулирования уровня
Под регулированием обычно понимают стабилизацию параметров, т. е. поддержание на заданном уровне.
Уровень является косвенным показателем гидродинамического равновесия в технологических емкостях и установках. Постоянство уровня свидетельствует о соблюдении материального баланса, когда приток жидкости равен стоку, а скорость изменения уровня равна нулю. В зависимости от требуемой точности поддержания уровня применяют два способа регулирования:
1. Позиционное регулирование, при котором уровень поддерживается в заданных достаточно широких пределах: Lн L Lв, где Lн – нижнее значение
Lв – верхнее значение
Такие системы
регулирования обычно устанавливаются
на сборниках жидкости или в промежуточных
емкостях. При достижении предельного
значения уровня Lв
происходит автоматическое переключение
потока на запасную емкость или выключение
насоса.
Преобразователь уровня (датчик уровня)
Регулятор уровня
Исполнительные механизмы
Насос
Технологическая емкость
2. Непрерывное регулирование, при котором обеспечивается стабилизация уровня на заданном значении L=L0. При этом уровень регулируется одним из трех способов:
а) Изменение расхода жидкости на входе емкости (обычно называют регулирование на притоке). Если нефть поступает прямо со скважины, то это регулирование применять нельзя.
б
)
Изменение расхода жидкости на выходе
из емкости (регулирование
на стоке).
