Разработка алгоритмов управления

Технологическими режимами работы НПС

Под алгоритмом понимают совокупность предписаний, определяющих процесс преобразования исходных данных в искомый результат. При этом предполагаются следующие свойства алгоритма:

· определенность (детерминированность), т. е. точность, не допускающая произвольных толкований сущности предписаний;

· массовость, т. е. возможность выбора системы исходных величин из некоторого потенциального бесконечного множества;

· результативность, т. е. свойство определять процесс, который для любых допустимых исходных данных приводит через конечное число шагов к получению искомого результата.

Запись алгоритма на языке конкретной ЭВМ называется программой, а элементами микроструктуры ее будут команды. Команда – информация, представленная в форме, позволяющей ввести ее в ЭВМ, и определяющая действия машины в течение некоторого отрезка времени.

Документирование алгоритмов задач АСУ ТП осуществляется как на читаемых человеком носителях информации (схемы, тексты и пр.), так и на машинных носителях с использованием алгоритмических языков высокого уровня. Оно имеет следующие основные функции:

· формализует принципы и методы решения задач;

· фиксирует состав используемой и выдаваемой информации каждым алгоритмом и системой алгоритмов;

· позволяет вносить, учитывать и контролировать изменения в алгоритмах в процессе их отладки и доработки;

· обеспечивает возможность взаимного обмена информацией между специалистами, участвующими в различных стадиях разработки алгоритмов;

· дает возможность расширить функции и модернизировать АСУ ТП путем подключения новых алгоритмов;

· позволяет использовать разработанные алгоритмы в различных АСУ ТП, а также пользоваться их основой при замене ЭВМ.

Совокупность алгоритмов, используемых в системах управления произ­водством, целесообразно разделить на четыре группы:

· сбор исходной информации;

· централизованный контроль;

· оптимальное управление;

· реализация управляющих воздействий и представление информации
диспетчеру.

Вследствие слабой обозримости и неоднозначности словесные описания алго­ритмов АСУ ТП используются лишь на начальных стадиях разработки, когда надо пояснить сущность решаемой задачи.

Графические (графоаналитические) методы являются наиболее распространенной формой записи алгоритмов АСУ ТП, так как их можно применять для описания различных уровней детализации.

Под блок-схемой понимается графическое изображение последовательности операций, согласно которой получают решение задачи. Каждый участок блок-схемы изображается в виде стандартного символа, имеющего определенные функции (ГОСТ 19428-74).

Внутри контуров символов приводится краткое наименование действий, выполняемых оператором. Над символом (слева от линии потока) может быть помещен его идентификатор, а также дана некоторая дополнительная информация. Символы соединяются линиями потока, причем преимущественными направлениями являются: слева направо и сверху вниз. Из каждого символа (кроме символа «переход») выходит только одна линия, а из символа «переход» — не менее двух линий. В последнем случае над каждой из линий указываются условия, отображающие варианты решений.

Пример 5.5. Разработка алгоритма управления

Технологическим процессом НПС

Составить технологическую схему НПС. Обозначить элементы основного оборудования порядковыми номерами. Разработать алгоритм управления технологическим процессом нефтеперекачивающей станции – перекачка нефти «через резервуар».

На НПС используется следующее оборудование: 4 резервуара РВС-10000 (диаметр 34,20 м, высота 11,92 м), максимальный уровень заполнения резервуаров 10,5 м, минимальный – 1,3 м, аварийный – 11 м; 4 магистральных насосных агрегата типа НМ 10000-210 (производительность 10000 м³/час, в работе постоянно находится 1 и 2 насос); 4 подпорных насоса типа НПВ 5000-125 (производительность 5000 м³/час, в работе постоянно находится 1 и 2 насос); узел фильтров-грязеуловителей (содержит 3 фильтра); узел приема и пуска очистного устройства (скребка); узел предохранительных клапанов (7 шт.); камера регуляторов давления (3 шт.). Давление должно регулироваться в следующих пределах: на входе в НПС от 10 до 12 атм, на выходе НПС от 34 до 35 атм, перед магистральными насосами от 10 до 15 атм. Нефть поступает из нефтепровода в резервуары с производительностью 7000 м³/час. Расход нефти при отпуске из резервуаров определяется производительностью подпорных насосов. Нефтепровод должен работать без остановки. В начальный момент в РВС-1 и РВС-2 уровень нефти равен 6 м, а в РВС-3 и РВС-4 – 1,5м.

Решение

Вначале, по известному составу оборудования НПС составляется технологическая схема. Затем производится обозначение элементов основного оборудования и задвижек порядковыми номерами. Технологическая схема данной по условию задачи НПС представлена на рис. 5.5.3.

При данном технологическом режиме нефть закачивается в резервуары поочередно в один из них а сливается из другого. Этот режим позволяет проводить товарно-учетные операции с нефтью при отсутствии или не функционировании коммерческого узла учета нефти.

Перед составлением алгоритма управления технологическим режимом необходимо его разбить на отдельные процессы. Так, к примеру, в заданных условиях имеется несколько операций, такие как: запуск насосов станции в работу, налив нефти в резервуар, слив нефти из резервуара, контроль давления, защита резервуаров от перелива. По каждой из операций составляется алгоритм, и затем разрабатывается общий алгоритм управления технологическим процессом нефтеперекачивающей станции – перекачка нефти «через резервуар».

При разработке алгоритма необходимо учесть повторяющиеся операции и отразить это ссылкой на имеющийся блок.

Рис. 5.5.3. Технологическая схема заданной нефтеперекачивающей станции

Алгоритмы технологических режимов представлены на рис. 5.5.4.

Алгоритм налив РВС-2, РВС-3 и РВС-4 аналогичен алгоритму налива РВС-1, только в работе используются задвижки соответственно 22, 25 и 28. Алгоритм слива РВС-2, РВС-3 и РВС-4 также аналогичен алгоритму слива РВС-1, только в работе используются задвижки соответственно 23, 24 и 29. Алгоритм контроля давления между подпорной и основной насосной строится аналогично алгоритму контроля давления на входе, только регулирование будет осуществляться с помощью открытия и закрытия задвижки 5. Алгоритм контроля давления на выходе НПС строится аналогично алгоритму контроля давления на входе, только регулирование будет осуществляться с помощью задвижек КРД, в случае, если по какой либо причине КРД не справится с дросселированием избытка давления.

В алгоритме защиты резервуаров от перелива производится контроль датчиков максимального аварийного уровня и в случае переполнения резервуара выдается предупредительный сигнал оператору НПС и аварийное отключение насосов станции, а также перекрытие всех технологических задвижек.

Рис. 5.5.4. Алгоритмы управления технологическим процессом

перекачки нефти через резервуар

а – Общий алгоритм управления технологическим режимом, б – алгоритм налива РВС-1, в – алгоритм слива РВС-1, г – алгоритм контроля давления на входе в НПС

Задачи для самостоятельного решения

Задача 5.5.1. Составить технологическую схему НПС. Обозначить элементы основного оборудования и задвижки порядковыми номерами. Разработать алгоритм управления технологическим процессом перекачки нефти через нефтеперекачивающую станцию при использовании

технологического режима «через резервуар». Определить количество перекаченной нефти за 72 часа.

На НПС используется следующее оборудование: 10 резервуаров РВС-20000 (диаметр 45,60 м, высота 11,92 м), максимальный уровень заполнения резервуаров 10,5 м, минимальный – 1,3 м, аварийный – 11 м; 4 магистральных насосных агрегата типа НМ 10000-210 (производительность 10000 м³/час, в работе постоянно находится 1 и 2 насос); 4 подпорных насоса типа НПВ 5000-125 (производительность 5000 м³/час, в работе постоянно находится 2 и 3 насос); узел учета нефти (в настоящий момент не функционирует); узел фильтров-грязеуловителей (содержит 3 фильтра); узел приема и пуска очистного устройства (скребка); узел предохранительных клапанов (7 шт.); камера регуляторов давления (3 шт.). Давление должно регулироваться в следующих пределах: на входе в НПС от 10 до 12 атм, на выходе НПС от 34 до 35 атм, перед магистральными насосами от 10 до 15 атм. Нефть поступает из нефтепровода в резервуары с производительностью 7500 м³/час. Расход нефти при отпуске из резервуаров определяется производительностью подпорных насосов.

Задача 5.5.2. Составить технологическую схему НПС. Обозначить элементы основного оборудования и задвижки порядковыми номерами. Разработать алгоритм управления технологическим процессом перекачки нефти через нефтеперекачивающую станцию при использовании режима «с подключенным резервуаром».

На НПС используется следующее оборудование: 6 резервуаров РВС-10000 (диаметр 34,20 м, высота 11,92 м), максимальный уровень заполнения резервуаров 9,5 м, минимальный – 1,3 м, аварийный – 10 м; 4 магистральных насосных агрегата типа НМ 10000-210 (производительность 10000 м³/час, в работе постоянно находится 2 и 3 насос); 4 подпорных насоса типа НПВ 5000-125 (производительность 5000 м³/час, в работе постоянно находится 2 и 3 насос); узел учета нефти; узел фильтров-грязеуловителей (содержит 3 фильтра); узел приема и пуска очистного устройства (скребка); узел предохранительных клапанов (5 шт.); камера регуляторов давления (3 шт.). Давление должно регулироваться в следующих пределах: на входе в НПС от 11 до 12,2 атм, на выходе НПС от 34,2 до 35 атм, перед магистральными насосами от 12 до 16 атм. Каждые 4 часа возникает дисбаланс производительности – предыдущая станция осуществляет подачу на 500 м³/час меньше. 4 резервуара станции заполнены нефтью до уровня 7 м. Объем перекаченной нефти определяется узлом учета, информация каждые пять минут записывается в базу данных и каждые 8 часов автоматически формируется отчет, который отправляется на верхний уровень.

Задача 5.5.3. Составить технологическую схему НПС. Обозначить элементы основного оборудования и задвижки порядковыми номерами. Разработать алгоритмы управления технологическим режимом приема нефти в резервуары при аварии на последующем участке нефтепровода (до полного заполнения) и технологических защит оборудования нефтеперекачивающей станции:

- по давлению: на входе в НПС от 10 до 12 атм, на выходе НПС от 34 до 35 атм, перед магистральными насосами от 10 до 15 атм.;

- от перелива резервуаров.

Определить время заполнения всего резервуарного парка.

На НПС используется следующее оборудование: 8 резервуаров РВС-20000 (диаметр 45,60 м, высота 11,92 м), максимальный уровень заполнения резервуаров 10,5 м, минимальный – 1,3 м, аварийный – 11 м; 4 магистральных насосных агрегата типа НМ 10000-210 (производительность 10000 м³/час, в работе постоянно находится 1 и 3 насос); 4 подпорных насоса типа НПВ 5000-125 (производительность 5000 м³/час, в работе постоянно находится 3 и 4 насос); зачистной насос производительностью 600 куб.м./ч, развиваемым напором 65 м.ст.ж.; узел учета нефти; узел фильтров-грязеуловителей (содержит 3 фильтра); узел приема и пуска очистного устройства (скребка); узел предохранительных клапанов (7 шт.); камера регуляторов давления (3 шт.), резервуар сборник утечек 2000 м³. Нефть поступает в резервуары с производительностью 8000 м³/час. В РВС-1 уровень нефти в момент аварии составлял 5,7 м, в остальных резервуарах 1,3 м.

Задача 5.5.4. Составить технологическую схему НПС. Обозначить элементы основного оборудования и задвижки порядковыми номерами. Разработать алгоритмы управления технологическими процессами нефтеперекачивающей станции «приема» и «отпуска» нефти в резервуарах.

На НПС используется следующее оборудование: 11 резервуаров РВС-20000 (диаметр 45,60 м, высота 11,92 м), максимальный уровень заполнения резервуаров 10,5 м, минимальный – 1,3 м, аварийный – 11 м; 4 магистральных насосных агрегата типа НМ 10000-210 (производительность 10000 м³/час, в работе постоянно находится 2 и 4 насос); 4 подпорных насоса типа НПВ 5000-125 (производительность 5000 м³/час, в работе постоянно находится 1 и 3 насос); узел учета нефти (в настоящий момент не функционирует); узел фильтров-грязеуловителей (содержит 3 фильтра); узел приема и пуска очистного устройства (скребка); узел предохранительных клапанов (7 шт.); камера регуляторов давления (3 шт.). Давление должно регулироваться в следующих пределах: на входе в НПС от 10 до 12 атм, на выходе НПС от 34 до 35 атм, перед магистральными насосами от 10 до 15 атм. Нефть поступает из нефтепровода в резервуары с производительностью 7500 м³/час. Расход нефти при отпуске из резервуаров определяется производительностью подпорных насосов. Нефтепровод должен работать без остановки.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: