фвыф. 1 Технологический процесс узла учета нефтепродукта 4 1 Общая характеристика производственного объекта 4

• Название: 1 Технологический процесс узла учета нефтепродукта 4 1 Общая характеристика производственного объекта 4
• Дата: 20.06.2022
• Размер: 2.86 Mb.
• Имя файла: kursovaya.docx
• Тип: Реферат; #606374

Содержание

Введение 3

1 Технологический процесс узла учета нефтепродукта 4

1.1 Общая характеристика производственного объекта 4

1.2 Описание технологического процесса МУКУН 5

2 Автоматизации технологического процесса 7

2.1 Функции автоматизированной системы управления 7

 2.2 Структура системы автоматизированного управления 8

2.3 Выбор технических средств автоматизации 10

2.4 Назначение контроллера в СА 18

2.5 Описание выбранного контроллера 19

2.6 Выбор модулей контроллера 20

3 Расчетная часть 23

3.1 Расчет метрологических характеристик измерительного канала 23

Заключение 26

Список использованных источников 28

Введение

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров.

Технологические объекты связаны между собой через единый продуктивный пласт и поток продукции, циркулирующий по технологическим коммуникациям. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах.

Успешный процесс ведения добычи и переработки нефти и газа зависит от строгого контроля и поддержания в заданном режиме таких параметров как давление, температура, уровень, расход, а также от контроля качества выходного продукта.

Поддержание с требуемой точностью на заданном уровне параметров быстротекущих технологических процессов при ручном управлении оказывается трудновыполнимым. Поэтому функционирование современных нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств возможно только при оснащении технологических установок соответствующими измерительными системами автоматического управления.

Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения контрольно-измерительных приборов, новейших средств автоматики и связи.

Цель работы: применение технических средств в автоматизированной системе управления процессом.

1 Технологический процесс узла учета нефтепродукта

1.1 Общая характеристика производственного объекта

Мобильный узел коммерческого учета нефтепродукта АО «Саханефтегазсбыт» находится в Республика Саха город Нюрба и предназначена для измерения массы нефтепродукта при проведении учетных операций, транспортировке, хранении, передачи нефтепродуктов, имеет следующие технические и метрологические характеристики:

• 
  Массовый расход, т/ч от 10 до 150;
  
• 
  температура рабочей среды, ºС от 10 до 150;
  
• 
  рабочий диапазон вязкости, сСт от 0,6 до 5,0;
  

• 
  плотность нефтепродукта, м3/ч от 700 до 900;
  

• 
  рабочий диапазон давления, МПа от 0,1 до 1,6;
  
• 
  предел допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода, %, не более 0,25;
  

• 
  вид климатического исполнения установки УХЛ 4 по ГОСТ 15150-69
  

В состав МУКУН входит:

• 
  Технологический блок, изготовленный в модульном исполнении и оборудованный системами обогрева и вентиляции;
  
• 
  технологические и дренажные трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой и обратным клапаном;
  
• 
  фильтр-газоотделитель тонкой очистки;
  
• 
  буферная емкость;
  
• 
  насос откачки буферной емкости;
  
• 
  измерительную линию с установленным счетчиком-расходомером массовым Micro Motion мод. CMF 300;
  
• 
  датчик давления Метран-150ТG;
  
• 
  термопреобразователь сопротивления JUMO;
  
• 
  газоанализатор ГСО-Р1;
  
• 
  датчик уровня СЕНС У 1;
  
• 
  термометр ТЛ-4 №1;
  
• 
  влагомер нефтепродуктов УДВН – 1пм;
  
• 
  манометры МПТИ У2;
  
• 
  дыхательный клапан;
  
• 
  датчики пламени;
  
• 
  шкаф автоматики;
  
• 
  звуковые извещатели;
  
• 
  шкаф электроснабжения;
  
• 
  система обработки информации (СОИ) предназначена для преобразования выходных электрических сигналов первичных преобразователей в значения величин, при учетных операциях, в составе системы коммерческого учета.
  

1.2 Описание технологического процесса МУКУН

Мобильный узел коммерческого учета нефтепродуктов (МУКУН) имеет два состояния работы: первое состояние — это когда отгрузка нефтепродукта происходит без буферной емкости, второе состояние — это когда отгрузка происходит с применением буферной емкости. В случаи, когда в танкере остается мало нефтепродукта поток жидкости становится не стабильный, тогда дальнейшая отгрузка происходит через буферную емкость. Подключается МУКУН с помощью гибких шлангов к танкеру и к коллектору, идущему в резервуарный парк. Далее с танкера начинается отгрузка нефтепродукта. Проходя через фильтр тонкой очистки нефтепродукт попадает в измерительную линии где установлены датчик температуры, давления, влагомер и массомер. На рисунке 1.1 представлена технологическая схема МУКУН.



Рисунок 1.1 - Технологическая схема МУКУН

МУКУН представляет собой измерительную систему, спроектированную и изготовленную на базе счетчика-расходомера массового (массомера) и технологических трубопроводов в комплекте с запорной арматурой, объединенных в мобильном блоке и предназначен для контроля и качества нефтепродукта.

2 Автоматизации технологического процесса

2.1 Функции автоматизированной системы управления

Прежде чем преступить к созданию автоматизированной системы управления необходимо определить цели и назначение в общей структуре управления. Основные цели автоматизации:

• 
  Обеспечение безопасности функционирования объекта;
  

• 
  достижение оптимальной загрузки (использования) оборудования;
  
• 
  повышение качества выходного продукта (изделия) или обеспечение заданных значений параметров выходных продуктов (изделий);
  
• 
  оптимизация режимов работы технологического оборудования.
  

Функция АСУТП — это совокупность действий системы, направленных на достижение частной цели управления. АСУТП имеет три основные функции:

• 
  управляющая, которая необходима для выработки и реализации управляющих воздействий на технологический объект управления;
  
• 
  информационная, которая предназначена для сбора, обработки и представления информации о состоянии процесса и технологического оборудования оперативному персоналу или передача этой информации для последующей обработки;
  
• 
  вспомогательная, которая необходима для решения внутрисистемных задач.
  

К управляющим функциям АСУТП относятся:

• 
  Программное логическое управление группой оборудования;
  
• 
  регулирование (стабилизация) отдельных технологических переменных;
  
• 
  адаптивное управление объектом в целом;
  
• 
  однотактное логическое управление операциями или аппаратами;
  
• 
  оптимальное управление установившимися или переходными технологическими режимами или отдельными участками процесса.
  

К информационным функциям АСУТП относятся:

• 
  Косвенное измерение (вычисление) параметров процесса;
  
• 
  обобщенная оценка и прогноз состояния технологического комплекса и его оборудования;
  
• 
  централизованный контроль и измерение технологических параметров;
  
• 
  формирование и выдача данных оперативному персоналу АСУТП;
  
• 
  подготовка и передача информации в смежные системы управления.
  

Основным отличием информационных и управляющих функций является направленность на конкретного потребителя, то есть это могут быть оперативный персонал, объект управления или смежные системы управления.

Вспомогательные функции не имеют потребителя вне системы и обеспечивают функционирование АСУТП (функционирование технических средств системы, контроль за их состоянием, хранением информации и т.п.).

 2.2 Структура системы автоматизированного управления

Автоматизированная система управления МУКУН имеет трехуровневую структуру, которая представлена на рисунке 2.1.

Нижний уровень необходим для обеспечения сбора данных о параметрах технологического процесса и состояния оборудования. Также на данном уровне осуществляется реализация управляющего воздействия. В составе основных технических средств измерения нижнего уровня относятся такие элементы, как датчики, исполнительные механизмы, пускатели, концевые выключатели.

На среднем уровне выполняются следующие задачи:

• 
  Автоматическое управление;
  
• 
  автоматическое регулирание;
  
• 
  пуск и останов оборудования;
  
• 
  логико-командное управление;
  
• 
  аварийные отключения;
  
• 
  аварийные защиты.
  

Рисунок 2.1 – Структура АСУ ТП

На данном уровне работа осуществляется на основе применения программируемого логического контроллера.

На верхнем уровне осуществляется выполнение следующих задач:

• 
  Оптимизация режимов;
  
• 
  визуализация процесса;
  
• 
  ввод параметров
  
• 
  квитирование ошибок
  
• 
  архивирование процесса;
  
• 
  диспетчеризация процесса;
  
• 
  диагностика и коррекция программного обеспечения системы.
  

Данный уровень осуществляет свою работу на базе операторских и инженерных станций, а также на базе серверов.

2.3 Выбор технических средств автоматизации

Для осуществления всех функций АСУ ТП требуется применение измерительных устройств.

Выбор технических средств автоматизации происходит с учетом особенностей объекта управления и принятой системы управления.

Главными аспектами выбора технических средств являются:

• 
  Пожара- и взрывоопасность;
  
• 
  агрессивность сред;
  
• 
  токсичность сред;
  
• 
  климатическое исполнение
  
• 
  число параметров, которые принимают участие в управлении;
  
• 
  физико-химические свойства;
  
• 
  качество контроля и регулирования.
  

Выбор конкретных типов автоматических устройств проводится из следующих соображений:

• 
  При большом числе одинаковых параметров контроля применяются многоточечные приборы и приборы централизованного контроля;
  
• 
  класс точности приборов соответствует технологическим требованиям;
  
• 
  отдается предпочтение автоматическим устройствам серийного производства;
  
• 
  при автоматизации сложных технологических процессов используются вычислительные и управляющие приборы;
  
• 
  для автоматизации технологических аппаратов с агрессивными средами устанавливаются специальные приборы;
  
• 
  для контроля и регулирования одинаковых параметров применяются одинаковые автоматические устройства, тем самым облегчается их приобретение, настройка, ремонт и эксплуатация;
  
• 
  для местного контроля применяются простые и надежные приборы, так как они используются в неблагоприятных условиях.
  

Для сигнализации уровня применяется сигнализатор уровня ПМП 152 (рисунок 2.2).



Рисунок 2.2 - Сигнализатор уровня ПМП 152

ДПУ предназначен для выдачи информации о положении уровня жидкости в виде дискретного сигнала.

Принцип действия ПМП основан на применении геркона, расположенного в направляющей, изменяющих свое состояние (замкнут/разомкнут) при воздействии магнитного поля магнита, встроенного в поплавок.

Таблица 2.1 – Технические характеристики датчика

Характеристика	Значение
Маркировка взрывозащиты	1ExibllBT5X
Температура контролируемой среды	от - 50 до +60 °С
Степень защиты	IP66
Давление контролируемой среды	до 2,5 МПа

Продолжение таблица 2.1

Нормальное состояние выхода

Нормально разомкнут

Для измерения давления используется преобразователь избыточного давления Метран 150 (рисунок 2.3).



Рисунок 2.3 метран 150

В состав данного датчика входят:

• 
  Измерительный блок – это пластина из монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами;
  
• 
  электронный преобразователь.   
  

Измеряемая входная величина подается в камеру приемника давления и преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления его тензорезисторов. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в унифицированный токовый выходной сигнал и цифровой сигнал на базе HART-протокола.

Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2 – Технические характеристики датчика

Характеристика	Значение
Диапазон	0,1-1,6 МПа
Температура процесса	-15...+40°С
Точность	0,15%

Продолжение таблицы 2.2

Выход

4-20мА

Для определения расхода используется счетчик-расходомер массовый MicroMotion CMF 300 (рисунок 2.4)


Рисунок 2.4 - счетчик-расходомер массовый MicroMotion CMF 300

В состав расходомера входят два компонента:

• 
  Счетчик расходомер массовый MicroMotion CMF 300;
  
• 
  вторичный преобразователь MicroMotion MVD 2700.
  

Счетчик расходомер массовый MicroMotion CMF 300 предназначен для выдачи информации объема, массы, плотности, температуры нефтепродукта в виде частотного сигнала, а MVD обеспечивает:

• 
  Питание подключенного датчика;
  
• 
  обработку сигналов датчика;
  
• 
  индикацию полученных результатов;
  
• 
  выдачу управляющих сигналов;
  
• 
  настройку преобразователя.
  

С помощью четырехпроводного экранированного кабеля к вторичному преобразователю подключается CMF 300. Принцип работы датчика основан на использовании сил Кориолиса, действующих на элементы среды, двигающейся по петле трубопровода, которая колеблется с частотой вынуждающей силы, создаваемой катушкой индуктивности при пропускании через нее электрического тока заданной частоты. Базовый процессор расходомера постоянно подстраивает частоту вынуждающих колебаний с тем, чтобы она совпадала с собственной частотой колебания петли.

Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Технические характеристики датчика

Характеристика	Значение
Маркировка взрывозащиты	1ExibllBT5X
Температура контролируемой среды	От 0 до +30 °С
Степень защиты	IP68
Давление контролируемой среды не более	3 МПа
Интерфейс связи	4-20мА, RS 485 с поддержкой протокола Modbus RTU, частотно-импульсный
Диапазон измерения массового расхода жидкости т/ч	От 40 до 150
Пределы погрешности, %	0,1

Для контроля влагосодержания используется влагомер поточный УДВН 1 ПМ (рисунок 2.5)



Рисунок 2.5 Влагомер УДВН 1 ПМ

УДВН 1ПМ используется для контроля содержания воды в нефтепродукте. Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсии.

Влагомер состоит из первичного преобразователя, который устанавливается во взрывоопасных зонах на трубопроводе и электронный блок, который устанавливается вне взрывоопасных зон и предназначен для:

• 
  Питание подключенного датчика;
  
• 
  обработку сигналов датчика;
  
• 
  индикацию полученных результатов;
  
• 
  выдачу управляющих сигналов;
  
• 
  настройку преобразователя;
  

Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Технические характеристики датчика

Характеристика	Значение
Маркировка взрывозащиты	1ExibllBT5X
Температура контролируемой среды	От 5 до +50 °С
Степень защиты	IP68
Давление контролируемой среды не более	6 МПа
Интерфейс связи	4-20мА, RS 485 с поддержкой протокола Modbus RTU
Диапазон измерения, объемная доля воды, %	От 0,01 до 4
Приделы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %	0,05

Для контроля уровня в буферной ёмкости используется датчик уровня СЕНС-У1 (рисунок 2.6)



Рисунок 2.6 датчик уровня СЕНС-У1

Датчик уровня СЕНС-У1 применяется для непрерывного контроля уровня в буферной емкости. Принцип его работы основан на магнитострикции Поплавок с магнитом свободно скользит по поверхности направляющей, занимая положение относительно зонда в зависимости от уровня контролируемой среды. Через обмотку зонда пропускается импульс тока, в результате чего вдоль звукопровода по всей его длине создается импульс магнитного поля. В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, под действием эффекта магнитострикции возникает импульс упругой деформации, который распространяется по звукопроводу. Импульс доходит до конца звукопровода и с помощью пьезоэлемента фиксируется блоком обработки сигналов. Блок измеряет интервалы времени от момента формирования импульса тока в обмотке зонда до момента приёма импульса упругой деформации от поплавка. Так как скорость распространения импульса упругой деформации в звукопроводе постоянна, то это позволяет определить расстояние до местоположения поплавка, определяемого положением уровня контролируемой среды.

Технические характеристики датчика представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5 – Технические характеристики датчика

Характеристика	Значение
Маркировка взрывозащиты	1ExibllBT5X
Температура контролируемой среды	От -50 до +100 °С
Степень защиты	IP68
Давление контролируемой среды не более	0,15 МПа
Интерфейс связи	4-20мА
Диапазон измерения, мм	От 300 до 2000
Допускаемая основная погрешность уровнемера, мм	±3

2.4 Назначение контроллера в СА

Программируемые логические контроллеры (ПЛК) — это специальные микрокомпьютеры, предназначенные для выполнения операций переключения в промышленных условиях.

ПЛК является важным элементом системы автоматизации предприятия.

Они играют огромную роль для автоматического управления объектом в условиях реального времени.

В состав ПЛК входят внешние модули, которые предназначены для сбора и анализа данных, а также для контроля работы объекта.

Особенностью данных устройств являются их возможности такие как:

• 
  Устойчивость к неблагоприятному воздействию внешней среды;
  
• 
  возможность долговременной автономной работы;
  
• 
  простота обслуживания.
  

ПЛК являются устройствами, которые необходимы для сбора и преобразование информации, а далее обработки, хранения и выработки команд управления.

Контроллеры в режиме реального времени собирают данные от датчиков и из других источников и передают обработанную информацию на подконтрольные машины и оборудования.

2.5 Описание выбранного контроллера

Устройства программного управления Bernecker Rainer X20 предназначены для сбора и обработки аналоговых и дискретных информационных сигналов с первичных преобразователей, и приборов в схемах автономного управления или в составе распределенной системы управления, а также для формирования и выдачи управляющих воздействий на объект управления.

Конструкция устройства на DIN-рейке позволяет:

• 
  Встраивать их в стандартные электротехнические шкафы или другое монтажное оборудование;
  
• 
  проектировать различные конфигурации контроллера- выбирать различные типы модулей ввода-вывода и их количество, способы компоновки для конкретного объекта автоматизации.
  

Устройства являются средствами измерения и применяются для автоматического контроля и управления технологическими процессами на производственных предприятиях в различных отраслях промышленности. 

Структура контроллера очень гибкая и позволяет реализовать как очень простые локальные автономные системы, содержащие мастер-модуль и несколько модулей расширения, так и крупные системы АСУТП.

Контроллеры Bernecker Rainer X20 являются контроллерами общего применения и могут использоваться для автоматизации широкого спектра промышленных объектов в различных областях.

Контроллеры Bernecker Rainer X20 позиционируются как экономичное решение для широкого круга задач управления технологическими процессами. Область применения устройств- локальные и распределенные системы автоматического контроля и управления технологическими процессами на предприятиях с общепромышленными условиями производства.

Особенности контроллеров Bernecker Rainer X20:

• 
  монтаж на стандартную DIN-рейку;
  
• 
  гибкая структура контроллера;
  
• 
  простая интеграция в качестве модулей расширения и интеллектуальных УСО в системы на базе контроллеров Bernecker Rainer X20;
  
• 
  развитая система диагностики и сервиса;
  
• 
  полная библиотека алгоритмов управления и регулирования;
  
• 
  питание от +24 В;
  
• 
  возможность питания от двух независимых шин (резервирование питания непосредственно в модулях);
  
• 
  параллельная шина, позволяющая наращивать число каналов ввода/ вывода для модулей X20BM11;
  
• 
  большая номенклатура интерфейсов связи в том числе: Ethernet 10/100, MODBUS:
  
• 
  Непосредственное подключение каналов ввода-вывода;
  
• 
  100% гальваническая развязка 1500 В;
  
• 
  поддержка до 6000 физических каналов ввода-вывода;
  
• 
  температура окружающей среды от -60 до +60°С.­
  

2.6 Выбор модулей контроллера

Система автоматизации объекта обрабатывает количество сигналов:

• 
  дискретный входной сигнал – 20;
  
• 
  дискретный выходной сигнал – 10;
  
• 
  аналоговый входной сигнал – 10.
  

Для того чтобы система могла обработать данное количество сигналов выбираются следующие компоненты ПЛК:

• 
  центральный процессор X20 CP 1382 – 1 штука;
  
• 
  дискретный входной модуль X20 Si 9100 на 20 сигналов – 1 штука;
  
• 
  дискретный выходной модуль X20DO9321на 12 сигнала – 1 штука;
  
• 
  аналоговый входной модуль X20 Ai 8321 на 8 сигналов – 1 штука.
  

Модули дискретного ввода X20 Si 9100 с каналами с общей точкой предназначен для ввода дискретных сигналов напряжением 24 В постоянного тока, а также для сбора и передачи информации о состоянии каналов в мастер-модуль по шине ST-BUS. Модули дискретного ввода имеет в своем составе 20 канала дискретного ввода. Каналы дискретного ввода имеют фильтрацию каждого дискретного канала с задаваемым временем фильтрации отдельно для переднего и заднего фронтов в интервале от 1 мс до 255 мс. Модули обеспечивают индикацию состояния каналов дискретного ввода с помощью 20 светодиодов. Индикация состояния модулей выводится на контрольный светодиод «STATUS» на передней панели. Конструктивно модуль выполнен в пластмассовом корпусе, внутри которого установлена печатная плата. На печатной плате установлены элементы модуля, разъемы и светодиоды индикации.

Модули дискретного вывода X20DO9321 с каналами с общей точкой «минус» (далее с общим «минусом») предназначены для коммутации электрических цепей постоянного тока с напряжением 24 В. Модули дискретного вывода имеют в своем составе 12 канала дискретного вывода. Управление каналами осуществляется с помощью мастер-модуля. X20DO932 обеспечивают индикацию состояния каналов дискретного вывода с помощью 12-х светодиодов. Индикация состояния модулей выводится на контрольный светодиод «STATUS» на передней панели. Конструктивно модули выполнены в пластмассовом корпусе, внутри которых установлена печатная плата. На печатной плате установлены элементы модуля, разъемы и светодиоды индикации. В модулях X20DO9321 можно установить таймаут связи с мастером. Если он установлен и нет запросов от мастера, то по истечению заданного времени все выходы переходят в безопасное состояние (настраивается программно, по умолчанию 0). Если таймаут не установлен и нет запросов от мастера, то выходы остаются в предыдущем состоянии.

Модуль аналогового ввода тока и напряжения содержит 8 каналов и предназначен для измерения сигналов тока 0-20 мА, 4-20 мА и напряжения 0-10 В. Выбор рабочего диапазона осуществляется программно. Каждый из 8 каналов может быть использован либо для измерения тока, либо напряжения. При измерении тока в диапазоне 4-20 мА выполняется диагностика обрыва внешних цепей, если хотя бы одно из значений входного тока канала составляет менее 3,6 мА, то фиксируется обрыв внешней линии. В модуле имеются встроенные токовые ограничители для ограничения входного тока каналов (в режиме измерения тока). Конструктивно модуль выполнен в пластмассовом корпусе, внутри которого установлена печатная плата. На печатной плате установлены элементы модуля, разъемы и светодиоды индикации.

3 Расчетная часть

3.1 Расчет метрологических характеристик измерительного канала

В состав измерительного канала (ИК) входят все СИ и линии связи, начиная от первичного измерительного преобразователя до средства представления информации включительно. Данные методы позволяют рассчитать следующие обобщенные метрологические характеристики ИК.

• 
  Математическое ожидание М [Δξ] и среднее квадратичное отклонение σ [Δξ] суммарной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации:
  
• 
  Нижнюю Δ_ИКН и верхнюю Δ_ИКВ границы интервала, в котором с вероятностью Р находится суммарная погрешность ИК.
  

Для расчета обобщенных метрологических характеристик следует использовать один из трех методов в зависимости от задач измерений и исходной информации – нормированных в нормативной документации метрологических характеристик средств измерений.

При расчете обобщенных метрологических характеристик ИК следует учитывать в качестве составляющей суммарной погрешности ИК температуры с термоэлектрическими термометрами погрешность от влияния линии связи. Во всех остальных случаях влияние линии связи на погрешность ИК не учитывается вследствие того, что возникающая погрешность будет несоизмеримо мала по сравнению с погрешностью АСИ, входящих в состав ИК.

Первый метод включает в себя определение статических моментов, составляющих погрешности ИК и позволяет рассчитывать характеристики погрешности. Математическое ожидание суммарной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации М[Δξ] определяется по формуле М[Δξ]= (3.1)

Где М - математическое ожидание погрешности i-го АСИ, входящего в состав ИК, для реальных условий эксплуатации;

n – количество АСИ, входящих в состав ИК.

Математическое ожидание погрешности i-ro АСИ вычисляется по формуле М[Δξ] = М [Δ_ios] + (3.2)

Где М [Δ_ios] - математическое ожидание систематической составляющей основной погрешности i-ro АСИ;

— математическое ожидание функции влияния j-й влияющей величины на систематическую составляющую погрешности i-ro АСИ.

Если для АСИ нормирован симметричный предел Δ_ios допускаемого значения систематической составляющей основной погрешности без указания М [А], то для расчетов характеристик погрешности вводится предположение, что М [А] = 0.

Второй метод позволяет рассчитать Δ_ИКН и Δ_ИКВ и применяется в том случае, когда НД на АСИ нормируется основная погрешность и наибольшие допустимые изменения ее или дополнительные погрешности, вызванные изменение влияющих величин. Если для АСИ, входящих в состав ИК, нормированы метрологические характеристики без разделения их на систематическую и случайную составляющие, то принимается допущение, что погрешности АСИ являются случайными величинами, распределенными по закону равномерной плотности, т.е. внутри интервала, ограниченного предельными значениями погрешностей, все значения погрешностей равновероятны: таким образом, математическое ожидание погрешности АСИ М [δ£.] = 0, а, следовательно, и математическое ожидание суммарной погрешности ИКМ [δ£] = 0 Среднее квадратическое отклонение случайной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации определяется по формуле

σ [δ£] = (3.3)

где п — количество АСИ, входящих в состав ИК;

а [ £.]— среднее квадратическое отклонение случайной погрешности i-ro АСИ, %.

Среднее квадратическое отклонение случайной погрешности i-ro АСИ определяется по формуле

σ[ £_i]= (3.4)

где, — среднее квадратическое отклонение основной погрешности i-ro АСИ, %;

m — количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-ro АСИ;

a [ ] — среднее квадратическое отклонение дополнительной погрешности i-ro АСИ от j-й влияющей величины, %

Третий метод расчета используется при нормировании в НД и АСИ раздельно систематической, случайной составляющих основной погрешности (причем случайная составляющая основной погрешности является существенной величиной), вариации и функций влияния на эти составляющие погрешности и позволяет рассчитывать характеристики погрешности. При существенной случайной составляющей погрешности АСИ в состав метрологических характеристик (MX), нормируемых по ГОСТ 8.009-84, помимо пределов допускаемой систематической составляющей основной погрешности АСИ + Δ_ios, входит предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной погрешности Δ_io. По этим двум MX определяют нижнюю и верхнюю границы интервала, в котором с вероятностью Р находится погрешность ИК для реальных условий эксплуатации, по формуле

Δ_i(h)=±(M[Δξ] + K_nσ[Δξ]) (3.5)

где M [Δξ] — математическое ожидание суммарной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации;

K_n— коэффициент Стьюдента;

σ[Δξ] — среднее квадратическое отклонение суммарной погрешности для реальных условий эксплуатации.

Заключение

Была разработана система автоматического контроля и управления МУКУН Нюрбинской нефтебазы АО «Саханефтегазсбыт» на базе контроллера Bernecker Rainer x20.

Комплекс подобранных технических средств представлен оборудованием, отвечающим необходимым требованиям к точности проводимых измерений и надежности работы.

Также был создан алгоритм контроля и управления технологическим процессом и выбрана конфигурация контроллера, которая соответствует сигналам поступающих с нижнего уровня на средний уровень системы автоматизации.

С помощью которого осуществляется контроль основных технологических параметров МУКУН, сигнализация выхода их за допустимые пределы и управление ИМ.

Список использованных источников

1. 
   Технологический регламент МУКУН Нюрбинской нефтебазы АО «Саханефтегазсбыт» – 76 с. [Текст]: непосредственный.
   
2. 
   Функции АСУ ТП: [сайт] http://www.teh-lib.ru/atpip/funkcii-asu-tp.html (дата обращения: 25.05.2022). – Текст: электронный.
   
3. 
   Иерархическая трехуровневая структура АСУ ТП: [сайт]. URL https://studopedia.ru/7_128713_ierarhicheskaya-trehurovnevaya-struktura-asu-tp.html (дата обращения: 25.05.2022). – Текст: электронный.
   
4. 
   Выбор комплекса технических средств: [сайт]. URL https://studopedia.ru/9_81389_vibor-kompleksa-tehnicheskih-sredstv.html (дата обращения: 27.05.2022). – Текст: электронный.
   
5. 
   Обоснование выбора средств автоматизации: [сайт]. URL https://studbooks.net/2573141/tovarovedenie/obosnovanie_vybora_sredstv_avtomatizatsii (дата обращения: 30.05.2022). – Текст: электронный.
   
6. 
   ПМП 152: [сайт]. URL https://www.nppsensor.ru/product/16 (дата обращения: 25.05.2022). – Текст: электронный.
   
7. 
   Micro Motion: [сайт]. URL https://www.emerson.com/ru-ru/catalog/micro-motion-pkg-ft-cmf300m-2700-ru-ru (дата обращения: 25.05.2022). – Текст: электронный.
   
8. 
   Программируемые логические контроллеры в АСУ: [сайт]. URL https://www.br-automation.com/ru/produkcija/sistemy-upravlenija/sistema-x20/ (дата обращения: 25.05.2022). – Текст: электронный.
   
9. 
   ГОСТ 153-34.0-11.201-97 Методика определения обобщенных метрологических характеристик измерительных каналов ИИС и АСУ ТП по метрологическим характеристикам агрегатных средств измерений от 19.08.1997 г. / разработан ОАО Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «ОРГРЭС». – Москва: – 17 с. – Текст: непосредственный.