Расчет амплитудных значений параметров вибрации

Собрать схему в соответствии с рисунком 7.1, состоящую из функционального генератора (Function Generator), трех дифференциаторов ( ) из группы Controls, трех вольтметров и осциллографа из группы Instruments. Установить параметры генератора: Вид сигнала - ~; Amplitude – 1 V; Duty cycle –50%; Offset –0; Frequence – в соответствии с таблицей.

Снять показания вольтметров U и определить амплитуду U_m=U . Для каждого параметра вибрации рассчитать соответствующую амплитуду: ; . Результаты расчетов сравнить с измеренными значениями (для каждого параметра вибрации), полученную погрешность вида (также для и ) записать в таблицу 7.1.

Рисунок 7.1

Таблица 7.1

Параметр	Частота 1 кГц	Частота 2 кГц
измерение	расчет	погрешность	измерение	расчет	погрешность
Виброперемещение
Виброскорость
Виброускорение

Исследование спектра сигналов вибрации

Составить схему в соответствии с рисунком 7.2, состоящую из функционального генератора, ограничителя амплитуд и осциллографа.

Отобразить нумерацию контрольных точек (для выбора на схеме такой точки необходимо выбрать меню Circuit / Schematic Options и включить опцию Show nodes).

Провести спектральный анализ сигнала в выбранных точках: меню Analysis / Fourier, выбор рабочей точки (Output node), запуск анализа (Simulate).

Записать уровни основной гармоники исходного синусоидального сигнала и каждой i-й гармоники ( ) искаженного сигнала при различных параметрах ограничителя (обеспечивающего искажение исходного синусоидального сигнала).

Рисунок 7.2

Содержание отчета: Отчеты по практическим работам выполняются в тетради. По каждому пункту задания: указать название пункта работы; нарисовать схему измерения; подготовить таблицы по каждому пункту, а при необходимости – графики; привести расчеты по результатам измерений и исходным данным; сделать выводы по каждому пункту задания.

Контрольные вопросы:

1. Методы определения параметров вибрации

2. Зависимость уровня спектральных гармоник от формы вибрационных сигналов

3. Расчет амплитудных значений параметров вибрации.

4. Уровни основной гармоники исходного синусоидального сигнала и каждой i-й гармоники ( )

Лабораторная работа № 8

Тема: «Исследование методов автоматизации систем управления в нефтегазовой отрасли»

Цель занятия: исследовать основные методы автоматизации систем управления в нефтегазовой отрасли.

Содержание занятия:

1. Общая характеристика объектов нефтегазовой отрасли.

2. Обобщенная схема системы управления нефтегазовыми объектами.

3. Распределенные системы управления (DCS-системы).

1. Общая характеристика объектов нефтегазовой отрасли

Технология добычи и подготовки нефти включает ряд разнородных производственных процессов. Основные объекты промысловой технологии и их взаимодействие представлены на рис. 9.1.

Рисунок 8.1 – Упрощенная структура объектов нефтегазодобычи

Поднятая на поверхность различными способами (фонтанный, газлифтный, насосный) нефть от скважин по скважинным коллекторам направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). Скважины поочередно подключаются к замерной установке для определения их дебита по жидкой и газовой фазам.

После замера нефть попадает в промысловый коллектор. Чтобы ее «протолкнуть» до центрального пункта сбора(ЦПС) или установки подготовки нефти(УПН), используют дожимные насосные станции (ДНС). Здесь из нефти частично отделяют газ и воду (в сепараторах и отстойниках), а затем с помощью насосов транспортируют до ЦПС или УПН.

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ) могут включать в свой состав отстойники и технологические резервуары, где нефть отстаивается, и из нее частично выделяются вода и газ.

Частично обезвоженная нефть попадает на УПН, в состав которых включены сепарационные установки (СУ), предназначенные для дегазации нефти, установки обезвоживания и обессоливания (УОО), установки стабилизации (УС) для выделения из нефти легких углеводородных фракций. Метан/этан/пропан/бутановые фракции имеют достаточно низкую температуру кипения и могут быть потеряны в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам.

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк (резервуары), откуда ее насосами через узлы коммерческого учета готовой продукции (УУ) подают в магистральный нефтепровод.

Пластовая вода, выделенная из нефтяной эмульсии на установках предварительного сброса вод, установках подготовки нефти, поступает на установку очистки пластовых вод (УОПВ), после чего ее снова закачивают в пласт через водораспределительные блоки (ВРБ) и нагнетательные скважины с помощью кустовой насосной станции (КНС) для улучшения притока нефти к забоям эксплуатационных скважин.

Газ, выделенный на технологических аппаратах УПСВ и УПН, направляется на газобензиновый завод (ГБЗ). Часть этого газа подается компрессорной станцией (КС) на газораспределительную установку (ГРУ), а затем - в затрубное пространство нефтяных скважин, эксплуатируемых газлифтным методом.

Упрощенная схема добычи и подготовки газа представлена на рис. 8.2.

Рисунок 8.2 - Упрощенная схема добычи и подготовки газа

Объем автоматизации кустов газовых скважин:

измерение давления газа на скважине;

измерение перепада давления газа на сужающем устройстве;

измерение температуры газа на скважине;

измерение напряжения, тока СКЗ (система катодной защиты) и уровня защитного потенциала куста;

измерение потребляемой электроэнергии СКЗ;

сигнализация температуры в блок-боксе ТМ (телемеханики);

сигнализация открытия двери блок-бокса;

сигнализация отсутствия напряжения питания 220 вольт;

сигнализация разряда аккумуляторных батарей устройства бесперебойного питания.

К основным объектам автоматизации процесса транспорта газа относятся (рис. 8.3): компрессорная станция/цех; газоперекачивающие агрегаты; удаленные технологические объекты КС; газораспределительные станции; подземные хранилища газа; узлы учета газа; линейные крановые площадки.

Рисунок 8.3 - Объекты магистрального газопровода

Таким образом, каждый объект нефтегазовой отрасли обладает своими особенностями с точки зрения его автоматизации. Исходя из этих особенностей, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.