Расчет параметров аналого-цифрового преобразователя с неравномерной характеристикой квантования для телефонных каналов

 

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра Тепловые электрические станции

Курсовая работа

Расчет оптимальной динамической настройки и анализ переходных процессов двухконтурной САР

Исполнитель: студент группы 106413

Болтрукевич Павел Олегович

Руководитель: д.т.н., профессор

Кулаков Геннадий Тихонович

Минск

Часть 1

Введение

Основу современной энергетики составляют крупные тепловые электрические станции (ТЭС). Трудоёмкие процессы, связанные с производством и распределением тепловой и электрической энергии на современных ТЭС, в основном механизированы, и труд человека состоит в том, чтобы управлять машинами и установками (перемещать регулирующие органы, включать и отключать оборудование и т.п.) и наблюдать за их работой непосредственно или по измерительным приборам.

Однако механизация (даже полная) круглосуточно работающего энергетического оборудования не избавит человека от утомительного и однообразного труда по управлению основными и вспомогательными установками ТЭС, а что самое главное, не гарантирует их надёжность и экономичность работы даже при высокой квалификации эксплуатирующего персонала. Это обусловило большое развитие автоматизации в современной энергетике.

Автоматизацией механизированного производства называют управление машинами, механизмами и установками, а также контроль за их работой с помощью специальных устройств (измерительных приборов, автоматических регуляторов и вычислительных машин) при ограниченном участии человека или без него. Теплоэнергетика, отличающаяся широкой механизацией технических процессов, высокими параметрами рабочей среды, требования к точности их регулирования, а так же наличие собственного источники энергии, является той областью науки, где постоянно находят приложение методы теории и новые технические средства автоматического управления.

Повышение эффективности общественного производства, улучшение качества продукции и рост производительности труда тесно связан с автоматизацией производственных процессов и внедрением АСУ ТП.

В связи с развитием науки и техники, вводом нового оборудования в АСУ ТП ТЭС резко возросло количество одновременно контролируемых параметров, усложнились формы отчётности перед вышестоящими центрами управления, повысилась роль и ответственность индивидуальных измерений по важным параметрам. Существует множество способов (алгоритмов) регулирования, каждый из которых имеет свои плюсы и минусы. Целью этого проекта является сравнение оптимальных переходных процессов 2-ух контурной САР с переходными процессами одноконтурной САР.

1. Определение АСУ ТП ТЭС

Автоматической системой управления (АСР) называют совокупность регулируемого объекта и регулятора.

Автоматической системой регулирования называют совокупность управляющих устройств (УУ) и объектов управления.

Замкнутой АСР называют систему, элементы которой соединены таким образом, что сигнал, возникший в любой точке, проходит по замкнутому контуру и возвращается к той же точке.

Разомкнутой АСР называют цепь последовательно соединённых звеньев с направленной передачей сигнала.

Каскадной АСР является система, в которой выходной сигнал одного регулятора используется для установки заданного значения второго регулятора, выход которого непосредственно воздействует на регулирующий орган.

2. Функции АСУ ТП ТЭС

Информационные функции АСУ ТП по ТЭС:

ØОбщественный контроль технологических параметров и состояния оборудования. С целью предоставления информации операторам (дежурному инженеру ТЭС) о ходе технологического процесса и достижения заданных значений технико-экономических показателей ТЭС предусматривается сбор и переработка информации о состоянии и режиме работы общественного технологического оборудования и главной электрической схемы станции.

ØРасчёт общестанционных ТЭП. Осуществляется с различными интервалами времени в зависимости от принятой в энергосистеме отчётности. Полученная информация представляется лицам, принимающим решения по управлению ТЭС: дежурному инженеру, начальникам смен (старшим операторам энергоблоков), в производственно-технический отдел и руководству ТЭС.

ØКонтроль достоверности информации общестанционного значения. Осуществляется параллельно с расчётом ТЭП ТЭС и отдельных энергоблоков.

ØРегистрация общестанционных аварий. С целью обобщения опыта эксплуатации и последующего анализа аварийных ситуаций предусматривается, начиная с момента возникновения аварии, автоматическая регистрация обобщённых показателей ТЭС и технологических параметров, характеризующих состояние оборудования общестанционного назначения.

ØОбмен оперативно-диспетчерской информации с АСУ вышестоящих и нижестоящих уровней. Осуществляется на основе отработанных процедур установления связи, обмена и установления передачи информации. Обмен информацией происходит непрерывно по важнейшим каналам управлений и измерений и периодически по второстепенным каналам.

Функции управления АСУ ТП по ТЭС:

ØОптимальное распределение нагрузок между энергоблоками с помощью УВК общестанционного назначения, относительные приросты электрической мощности и расчёт её абсолютных приростов по энергоблокам.

ØВыбор состава работающего оборудования энергоблоков в зависимости от заданного графика электрической нагрузки ТЭС с учётом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и электроэнергии на его последующий пуск.

ØДискретное и непрерывно-дискретное управление вспомогательным оборудование, образующим функциональные группы и подгруппы общеблочного и общестанционного назначения (РОУ или БРОУ, установки химической подготовки воды, системы топливоподачи, централизованного циркуляционного водоснабжения и др.).

ØВыполнение логических операций по переключениям в главной электрической схеме станции путём воздействия на исполнительные устройства или УЛУ низшего уровня, сочленённого с коммутирующей аппаратурой.

ØГрупповое управление автоматическими системами регулирования возбуждения электрических генераторов с целью стабилизации напряжения на выходе отдельных агрегатов и шинах станции.

3. Назначение основных подсистем АСУ ТП ТЭС

.1 ТТИ (КИП)

Для оптимальной работы ТЭС требуется знать и контролировать свыше 2000 параметров (давление, температуру, расход топлива и т.п.). Большая часть информации для оперативного персонала поступает от систем теплотехнического контроля.

Теплотехническим контролем называют процесс измерения теплотехнических величин (температуры, давления, расхода пара, воды и т.п.) с помощью совокупности средств, осуществляющих эти измерения.

Большинство теплотехнических измерений осуществляется с помощью измерительных систем дистанционного действия, состоящих из первичных измерительных преобразователей (датчиков), вторичных - показывающих или самопишущих приборов и электрических или трубных линий связи между ними.

Современные системы теплотехнического контроля создаются на основе использования унифицированных сигналов связи между первичными преобразователями и вторичными приборами. Физическая сущность информационных унифицированных сигналов может быть различной: электрической, пневматической или гидравлической.

Унификация выходных сигналов первичных преобразователей осуществляется либо за счёт использования независимых нормирующих преобразователей, либо конструктивного объединения первичных и передающих преобразователей с нормирующими в остальных измерительных системах.

Унификация информационных сигналов обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными измерительными системами, применявшимися в доблочной энергетике: взаимозаменяемость первичных и вторичных приборов, возможность уменьшения числа первичных преобразователей путём многократного использования их выходного сигнала для различных целей (теплотехнического контроля, сигнализации, автоматического регулирования и переработки информации непосредственно на ЭВМ и т.д.), существенное увеличение возможности централизованного контроля.

В то же время для целей оперативного контроля наиболее важных величин продолжают применять независимый измерительный комплект, состоящий из отборного устройства, устанавливаемого на технологическом оборудовании, первичного бесшкального измерительного преобразователя (датчика), устанавливаемого вблизи или по месту измерения, вторичного прибора и соединительных линий между ними.

3.2 ДУ (дистанционное управление)

Под дистанционным управлением понимается управление на расстоянии силовыми приводами машин и механизмов. Объектами ДУ служат электроприводы запорных и регулирующих органов, входящих в состав АСУ ТП, а также приводы вспомогательных вращающихся механизмов (углеразмольных мельниц, насосов, вентиляторов и т.п.), являющихся основными потребителями электроэнергии на собственные нужды ТЭС и относящиеся к её электрооборудованию.

Основными составными элементами ДУ являются: электропривод, силовое коммутирующее устройство и аппаратура управления. В качестве электроприводов исполнительных механизмов АСУ ТП используются асинхронные и синхронные двигатели переменного тока. В качестве силовых коммутационных устройств для исполнительных механизмов и электроприводов запорных и регулирующих органов используются контактные реверсивные магнитные контакторы и бесконтактные магнитные и тиристорные усилители различных типов в зависимости от мощности двигателей. К аппаратуре управления относятся: релейная аппаратура цепей управления и защиты; органы управления (ключи, кнопки, тумблеры и т.п.); индикаторы состояния и положения (амперметры, вольтметры и т.п.); аппаратура технологической защиты объектов (первичные измерительные преобразователи температуры, оснащённые контактным устройством, реле расхода, давления и т.п.).

Надёжность технических средств дистанционного управления на ТЭС прежде всего зависит от надёжности их электрического питания. В связи с этим электрическое питание аппаратуры управления осуществляется от наиболее надёжного источника электропитания на ТЭС. Оно должно сохраняться при отключении силового напряжения электродвигателя. В то же время потеря напряжения в цепях управления не должна приводить к отключению электродвигателя. Следовательно, электрическое питание силовых и управляющих цепей для крупных электродвигателей собственных нужд ТЭС должно быть независимым друг от друга.

На ТЭС применяются следующие виды ДУ: индивидуальное, избирательное (по вызову), групповое (управление функциональными группами). Все электрические схемы, реализующие эти способы, должны допускать автоматическое управление.

3.3 Технологические защиты и блокировки

Устройства защиты обычно устанавливаются для контроля наиболее ответственных параметров, чрезмерное отклонение которых ведет к нарушению нормального технологического процесса и повреждению оборудования.

Большинство современных защитных устройств представляют собой системы непрямого действия, отдельные, связанные между собой элементы, первичные приборы-датчики, снабженные электрическими контактами, усилительные устройства, промежуточные реле, устройства пуска и останова исполнительных механизмов.

По степени воздействия на установки защитные устройства делятся на основные (главные) и местные (локальные). К основным относятся защитные устройства, срабатывание которых приводит к останову парового котла или энергетического блока в целом или к глубокому снижению их нагрузки.

Местные защиты предотвращают развитие аварии без останова основных агрегатов.

К основным защитам котла относятся:

1.Защита от повышения давления пара.

2.Защита по уровню в барабане.

.Защита от потускнения и погасания факела.

.Защита от понижения температуры первичного перегрева пара.

.Логическая схема защит барабанного парового котла, работающего на пылеугольном топливе.

К основным защитам турбины относятся:

1.Защита от увеличения частоты вращения ротора.

2.Защита от осевого сдвига ротора.

.Защита от ухудшения вакуума в конденсаторе.

.Защита от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.

.Логические схемы действия защит турбогенератора.

.Защита регенеративных подогревателей высокого давления.

Защита от осевого сдвига ротора.

Вращающийся ротор имеет некоторую свободу продольного перемещения относительно ротора. Численное значение этого перемещения весьма мало (до 1.2 мм для различных типов турбин) и ограничивается упорным подшипником турбогенератора. Однако из-за износа рабочих поверхностей или превышения расчетного усилия может произойти продольное смещение ротора, превышающее допустимое значение. Если при этом не принять соответствующих мер, то чрезмерный сдвиг ротора вызовет повреждение концевых уплотнений или лопаточного аппарата турбины. Современные турбогенераторы оснащаются специальным защитным устройством, воздействующим на останов турбины при чрезмерном осевом сдвиге ротора. Действие этого устройства, в котором первичным прибором, фиксирующим изменения положения ротора относительно статора, служит индукционный датчик.

Рис. 3.3.1.Реле осевого сдвига ротора турбины (принципиальная схема действия)

Кольцевой выступ 1 на валу ротора располагается в магнитном поле Ш-образного трансформатора 2. На укороченном среднем стержне трансформатора расположена обмотка питания, подключенная к источнику переменного тока, наводящая магнитные потоки М1 и М2 в крайних стержнях, на которых имеются обмотки с одинаковым числом витков.

При равенстве воздушных зазоров a и b потоки М1 и М2 равны, а следовательно, равны и наводимые в их обмотках ЭДС. В этом положении фиксируется нулевой сдвиг ротора. При продольном сдвиге ротора изменяются зазоры a и b, а следовательно, потоки М1 и М2 и наводимые ими ЭДС. Результирующее напряжение вторичной обмотки выпрямляется на выпрямителе 4, питающем цепь, состоящую из обмотки сигнального реле 2РОС и обмотки первичного реле осевого сдвига 1РОС, действие которого через промежуточное реле осевого сдвига приводит к выключению элетромагнитного привода, управляющего механизмом мгновенного закрытия стопорного клапана турбины.

Применение датчика с одинаковыми вторичными обмотками позволяет измерять величину смещения ротора в обе стороны, которое фиксируется указательным стрелочным прибором МА, включенным в диагональ на да, образованного резисторами R. Мост питается переменным напряжением 24 В непосредственно от понижающего трансформатора.

Автоматические защиты барабанных котлов:

Рис. 2.1. Логическая схема защит барабанного парового котла:

ГПЗ- главная паровая задвижка; ЗПК- запорный питательный клапан; ТС- топливоподающие системы; ДВ- дутьевой вентилятор; СК- собственный конденсат-впрыск.

Защита от повышения давления пара.

Каждый паровой котел на случай повышения давления пара сверх допустимого снабжается предохранительными клапанами, действующими по принципу регуляторов давления «до себя». Клапаны устанавливаются на выходном коллекторе пароперегревателя и в барабане. Суммарная пропускная способность этих клапанов выбирается с некоторым запасом по отношению к максимальной производительности парового котла на случай отказа части клапанов. При этом клапаны устанавливаются на выходном коллекторе, должны открываться раньше барабанных и при меньшем по абсолютному значению давления пара на 0,2 - 0,3 Мпа, с тем чтобы обеспечить охлаждение змеевиков пароперегревателя паром при наличии факела в топке.

На современных паровых котлах и паровых коллекторах в комплекте предохранительных клапанов используются специальные импульсные предохранительные устройства. (ИПУ).

Защита по уровню в барабане.

Упуск уровня и перепитка барабана относятся к самым тяжелым авариям на ТЭС. Каждый паровой котел оснащается системой автоматической защиты от повышения и понижения уровня на 100 - 120 мм.

3.4 Подсистема сигнализации

Для множества величин, контролируемых в процессе управления, достаточно установить лишь факт их нахождения в зоне допустимых значений или отклонения за её пределы. Для этих целей в помощь оператору выделяется специальная группа технических средств, предназначенных для контрольного чтения представляемой информации, - подсистема технологической сигнализации (ТС). Устройства ТС оповещают персонал о происшедших нарушениях технологического процесса, установленных режимов работы основного и вспомогательного оборудования или же о неисправностях в самой АСУ ТП ТЭС.

Существуют следующие виды ТС в зависимости от характера нарушения технологического процесса и функционирования технических средств АСУ:

1.Отклонения параметров от допустимых значений по условиям надёжности и безопасности работы энергооборудования.

2.Аварийные отклонения параметров, требующие немедленного останова оборудования.

.Срабатывания тепловых или электрических защит, приводящие к сбросу тепловой и электрической нагрузок или останову того или иного оборудования.

.Вызов к месту очевидной неисправности того или иного энергетического оборудования или элементов АСУ ТП.

.Нарушение электропитания технических средств автоматизации.

Для оповещения персонала о перечисленных нарушения применяют акустические и зрительные индикаторы. Звуковая сигнализация обычно выполняется 2-ух тональной. Первый тон - звонок или зуммер - включается при подаче предупредительного сигнала; второй - сигнал более мощного звучания, обычно сирена, - оповещает персонал об авариях или аварийных отключениях.

Визуальная сигнализация, обычно световая, осуществляется с помощью сигнальных ламп с 2-ух цветным (красным и зелёным) кодированием состояния объекта или же с помощью двухламповых или одноламповых табло. На светящихся транспарантах табло высвечивается надпись, указывающая причину появления сигнала.

Количество световых сигналов в системах управления крупными энергоблоками сравнительно велико - до 300 единиц и один операторский мост. Обнаружить появление нового сигнала среди уже светящихся может оказаться затруднительным. Поэтому каждый вновь поступающий сигнал должен выделяться прерывистым свечением.

3.5 Автоматизация систем регулирования

Под уровнем автоматизации ТЭС понимается её оснащённость современными техническими средствами контроля и управления и набором отработанных процедур установления связи по обмену и завершению передачи информации в системе «человек - машина». Уровень автоматизации меняется по мере модернизации оборудования, совершенствования технических средств автоматизации и внедрения ЭВМ, роста квалификации эксплуатационного персонала и других факторов.

Постоянным стимулом для повышения уровня автоматизации является достижение оптимальных значений показателей оперативной загруженности эксплуатационного персонала и расширения зоны обслуживания. Это приводит к более активному участию оперативного персонала в управлении технологическим процессом с целью достижения плановых и нормативных значений ТЭП энергоблоков и ТЭС в целом.

Автоматическая система регулирования барабанным котлом.

Паровой котел как объект управления представляет собой сложную динамическую систему с несколькими взаимосвязанными выходными и входными величинами.

а)

б)

Рис.3.5.1. а). Принципиальная технологическая схема барабанного парового котла.

1. Экранируемая камерная топка; 2. Трубы циркуляционного контура; 3. Опускные трубы; 4. Барабан; 5,6. Паропрегреватель; 7. Пароохладитель; 8. Экономайзер;

. Воздухоподогреватель.

б) Схема взаимосвязей между выходными и входными величинами в барабанном котле.

Однако, ярко выраженная направленность участков регулирования по основным каналам регулирующего воздействия (Dпв, Нб, Dвпр, tпп) позволяет осуществлять стабилизацию регулируемых величин с помощью независимых одноконтурных систем, связанных лишь через объекта регулирования. При этом регулирующее воздействие участка (сплошные линии) служит основным способом стабилизации регулируемой величины, а другие воздействия (пунктир) считаются к этому участку внутренними или внешними возмущениями.

САР барабанного парового котла вцелом состоит из отдельных замкнутых систем:

·Давление перегретого пара Рпп и тепловой нагрузки Dq;

·Избытка воздуха в топке по содержанию О2 за ПП - экономичности процесса горения;

·Разряжение в верхней части топки Sт;

·Температура перегретого пара tпп;

·Питание котловой воды;

·Качество котловой воды;

Способы и схемы регулирования.

Существующие способы и схемы автоматического регулирования тепловой нагрузки парового и котла давление пара в магистрали основана на принципах регулирования по отклонению и возмущению или комбинации того или другого и определяются заданным режимом работы котла и схемы подсоединения паропроводов перегретого пара к турбине.

Базовый режим - поддержание паровой нагрузки котла на заданном уровне независимо от изменения общей нагрузки ТЭС. В регулирующем режиме паровой котел участвует в регулировании общей тепловой нагрузки ТЭС.

Существуют следующие виды регулирования:

·Регулирование экономичности процесса горения:

1. По соотношению топливо - воздух;

2.По соотношению теплота - воздух;

3.По соотношению задание - воздух;

·Регулирование разряжения в топке;

·Регулирование первичного перегрева пара;

·Регулирование питание барабанного котла;

·Регулирование качества котловой воды;

Регулирование давления пара и тепловой нагрузки барабанного котла.

Рис.3.5.2. Формирование сигнала по теплоте:

. Датчик давления; 2. Дифференциатор; 3. Датчик расхода пара; 4. Измерительный блок регулирующего прибора.

Схема регулирования давления пара перед турбинной.

Рис. 3.5.3. АСР давления пара перед турбиной.

1.Топка;

2.Регулятор скорости;

.Регулирующие клапаны турбины;

.Регулятор давления;

.Электропривод синхронизатор турбины.

Схема регулирования температуры первичного перегрева пара

Рис. 3.5.4. АСР температура перегрева первичного пара.

КПП I, КПП II - конвективные пароперегреватели;

Р1, Р2 - регулятор;

Дф1, Дф2 - дифференциатор;

ЗРУ - задатчик ручного управления;

ДП - датчик управления;

РК1, РК2 - регулирующий клапан;

WВпр1, WВпр2 - впрыск питательной воды;

ДТЛ - датчик типа люфт;

УКПДН - устройство корректирования динамической настройки.

В режиме нормальной эксплуатации 2 последовательно включенных впрыска работают независимо друг от друга, автономно. Каждый поддерживает свою основную регулируемую величину:

) Первый регулятор Р1 поддерживает на заданном уровне температуру перегретого пара за КПП I;

) Регулятор Р2 - температуру перегретого пара за КПП II, температура на выходе из котла t0.

АСР водного режима барабанного котла

Рис. 3.5.5. АСР водного режима барабанного котла:

а) Схема регулирования продувки с 3-х импульсным регулятором;

б) Принципиальная схема регулирования ввода фосфатов;

. Барабан;

. Регулятор продувки;

. Импульсатор расхода пара;

. Пусковое устройство;

. Мерный бак;

. Плунжерный насос;

. Корректирующий прибор;

Автоматизация непрерывной продувки ввода фосфатов облегчает труд обходчиков оборудования, позволяет сократить трудоемкий лабораторный анализ качества котловой воды, ведет к увеличению срока безремонтной службы основного оборудования.

Рис. 3.5.6. Регуляторы процесса горения:

Регуляторы процесса горения:

·Регулятор топлива (РТ)

·Регулятор общего воздуха (РОВ) с коррекцией по содержанию СО или О2 в уходящих дымовых газах (регулятор экономичности процесса горения)

·Регулятор разряжения (РР) в топке котла.

РТ получает задающий сигнал от главного регулятора (ГР), а отключается по расходу топлива, величина которого изменяется регулирующим клапаном газа (РКГ) . РОВ получает задающий сигнал от расхода газа, отключается по расходу воздуха, а также корректирующий сигнал по содержанию О2 или СО2. РР регулирует или поддерживает разрежение в топке котла SТ на заданном уровне путем воздействия на направляющие аппараты дымососов или изменение числа оборотов электроприводов. Для улучшения качества регулирования разрежения предусмотрена данная связь от РОВ через дифференциатор по расходу общего воздуха ВТ.

Рис. 3.5.6. Формирование сигнала по тепловосприятию:

1.Датчик перепадов давления в циркуляционном контуре;

2.Датчик по давлению пара в барабане;

.Барабан;

.Сборный коллектор подъемных труб;

.Коллектор опускных труб; 6,7. Подъемные и опускные трубы;

8. Измерительный блок регулятора;

Регулятор уровня в барабане котла (рис.3.5.7) обеспечивает надежность работы котловой установки в целом.

Рис. 3.5.7 Регулятор уровня в барабане котла

РП - регулятор питания уровня в барабане;

Д - датчик расхода пара;

WПВ - датчик расхода питательной воды;

H -основная регулируемая величина ( уровень в барабане котла);

ЗРУ - задатчик ручного управления;

СУ - система управления;

БУ - блок управления;

Уровень в барабане поддерживается трех импульсным ПИ-регулятором, где задающим сигналом служит сигнал датчика расхода пара, который зависит от потребителя.

3.6 ЭВМ и УВМ

Укрупненная функциональная структура АСУ ТП реализуется с помощью комплекса технических средств. Основу такой системы составляют три её части: информационная, управляющая и исполнительная. Они же образуют одноименные подсистемы.

1.Информационная (Сбор, обработка и представление оператору информации).

2.Управляющая (Выработка управляющих воздействий, направленных на достижение заданных критериев управления).

.Исполнительная (Предназначена для реализации управляющих воздействий с помощью регулирующих или запорных органов и электроприводов вспомогательных машин и механизмов).

АСУ ТП отличается от традиционных систем наличием управляющего вычислительного комплекса (УВК). Его образуют совокупность технических средств и элементов, предназначенных для выработки и реализации управляющих воздействий или выдачи рекомендаций по управлению техническими процессами.

Центральной частью УВК является ЭВМ.

Рис.3.6.1. Функциональная схема ЭВМ.

ЭВМ состоит из пяти основных элементов:

1.Запоминающего устройства ЗУ, служащего местом хранения данных, используемых при вычислении команд, выполнение которых определяет функции вычислительной машины в системе управления;

2.Арифметического устройства АУ, выполняющего вычислительные операции(сложение, вычитание, умножение, деление и сравнение);

.Устройство ввода УВ, служащего для введения в ЗУ программ и данных, обрабатываемых вычислительной системой (численных значений констант, измеренных технологических параметров, коэффициентов и др.);

.Устройство вывода УВ, обеспечивающего появление на выходе ЗУ результатов вычислений, принимаемых для непосредственного управления (численных значений сигналов управляющих воздействий) или для рекомендаций оператору;

.Устройство управления УУ, подающего в определенном порядке команды на выполнение вычислительных функций, направленных на принятие ЭВМ логических решений и арифметических операций.

.Арифметическое и запоминающее устройства (сверхоперативная память) и устройство управления образуют центральный процессор. Для решения задач управления технологическим процессом центральный процессор должен быть оснащён пятью дополнительными функциональными устройствами.

Современное развитие ЭВМ и методов программирования позволяет успешно решать задачи анализа и синтеза автоматических систем управления (САУ). Моделирование САУ с помощью ЭВМ даёт возможность получить точные количественные результаты для различных сложных законов управления без упрощающих предположений о характеристиках звеньев и системы.

ЭВМ способны решать задачи построения переходных процессов в автоматических системах регулирования с помощью ЭВМ. Основным методом расчёта процессов в АСР на ЭВМ является численное интегрирование дифференциальных уравнений. Большинство стандартных алгоритмов численного интегрирования реализует метод Рунге-Кута. Наиболее удобны для цифрового моделирования автоматических систем регулирования методы моделирования, позволяющие описывать исходную задачу в привычной форме - в виде структурных схем. С этой целью были разработаны специальные комплексы программ моделирования АСР на ЭВМ.

В основе метода моделирования лежит использование аналогии между структурами линейных АСР и направленными графами и с учётом этого, применение математического преобразования направленных графов. Исходной информацией для расчётов является структурная схема АСР с указанием параметров составляющих её элементарных звеньев.

Таким образом, ЭВМ предназначены для упрощения и увеличения производительности, которые позволяют рассчитывать любые задачи (заложенные программой) в короткие сроки и с достаточно точным результатом, который будет либо выведен на табло оператора, либо с помощью других аппаратных средств будет преобразован в сигнал.

Функции управления в АСУ ТП разделяются между оператором (ЛПР) и УВМ. Оператор может управлять процессом лишь при условии его представления в логическом или формальном виде и наличии критерия управления, заданного в виде числа или соотношения чисел.

В отличие от этого непременным условием управления технологическим процессом машиной является его описание и наличие функции цели в виде математических моделей, представленных на языке машин. Перевод математических моделей на язык машин осуществляется с помощью программ. Программа определяет: порядок, в котором машина извлекает из ЗУ ту или иную часть информации; вычислительные операции, которые должны выполняться в определённой последовательности; места хранения результатов вычисления и т.п.

Оператор воздействует на технологический процесс по средствам перемещения регулирующих органов, управляемых дистанционно с БЩУ или другого центра с помощью исполнительных механизмов.

В отличие от этого управление исполнительными механизмами в АСУ ТП осуществляется по сигналам, которые вырабатываются (вычисляются) в центральном процессоре УВМ на основе алгоритмов, соответствующим поставленным задачам управления. Последние задаются формулами (математическими моделями) и так же составляются в виде программ. Вычисленные по программам значения управляющих воздействий при помощи устройств вывода УВМ передаются объекту.

Рис. 3.6.2. Функциональная схема.

. Устройство текущего времени УТВ (электронные часы).Время вводится в программы, реализуются в АСУ ТП. Главное назначение устройства - расписание и учет событий, приходящих в течении дня; подача управляющих воздействий в определённый момент времени, после выявления запланированных событий.

. Устройство внешнего прерывания выполнения текущей программы. УВП при появлении с более высоким приоритетом, оставляет обработку менее важной задачи, имеющей низкий приоритет. После выполнения программы обслуживания, связанной с высоко приоритетным прерыванием, процессор возвращается к выполнению прерванной программы.

.Устройство связи с объектом УСО совместно с устройством ввода - вывода УВВ служит для связи с внешней средой в реальном масштабе времени. УВК воспринимает информацию в виде аналоговых и цифровых сигналов. Для этого существуют аналого-цифровые преобразователи АЦП. подключаемые к множеству первичных преобразователей с помощью входного коллектора. Большинство ЭВМ имеют два вида сигналов управляющих воздействий, аналоговый и цифровой. Переход от цифрового значения сигнала к аналоговому осуществляется с помощью цифроаналового преобразователя ЦАП.

. Устройство сопряжения человека с машиной. Оператор должен иметь возможность «общаться» с ЭВМ. Чаще всего эта связь осуществляется с пульта управления процессом. Следствием связи служат: дисплей вывода информации; дисплей ввода информации.

. Устройство связи с вышестоящим центром управления ВЦУ служит для осуществления диалога между двумя машинами, находящихся на разных уровнях управления. Кроме того, УВК соединены между собой устройствами связи. Во время связи подсистемы низшего уровня должна быть готова к прерыванию своей задачи через устройства внешнего прерывания при появлении сигнала от системы управления, обладающей приоритетом.

4. Основные составляющие технического, экономического эффекта внедрения АСУ

Технический эффект внедрения АСУ ТП - изменение экономичности работы технологичного оборудования и самих технических средств АСУ ТП (например, САР процесса горения позволяет работать котлу с максимальным КПД, что способствует экономии топлива и уменьшению выбросов вредных веществ):

Øуменьшение расхода энергии на питание технических средств АСУ ТП;

Øизменение надёжности работы технологического оборудования и самих технических средств АСУ ТП (изменение числа потокоотказов);

Øизменение долговечности работы (срока службы) технологического оборудования и технических средств АСУ ТП;

Øбезопасность работы оборудования.

Экономический эффект внедрения АСУ ТП - технический эффект в стоимостном выражении.

Существуют также другие эффекты:

Социальный эффект внедрения АСУ ТП - освобождает человека-оператора от тяжёлого физического труда (сокращение технологического персонала на 3-4 человека в смену, но приводит к увеличению персонала автоматчиков на 1 человека) и от части интеллектуально труда.

Экологический эффект внедрения АСУ ТП - уменьшение выбросов вредных веществ в атмосферу (оксиды азота, серы и химический недожог), а так же выбросов в водный бассейн.

5.Техническая реализация АСУ ТП ТЭС

В доблочной энергетике каждый котёл обслуживался вахтой из 3-4 человек, турбина - из 2-3. С оснащением станций АСУ ТП управление энергоблоком осуществляется 1-2 операторами. Основу автоматизированной схемы АСУ ТП составляют три её части: информационная, управляющая и исполнительная. Они же образуют одноимённые подсистемы. Назначение первой из них - сбор, обработка и представление оператору информации, поступающей с ТОУ; второй, в которой немаловажная роль отводится ЭВМ, - выработка управляющих воздействий, направленных на достижение заданных критериев управления; третья - исполнительная часть, предназначена для реализации управляющих воздействий на ТОУ с помощью регулирующих и запорных органов и электроприводов вспомогательных механизмов и машин.

АСУ ТП ТЭС отличается от традиционных систем управления наличием управляющего вычислительного комплекса. Его образуют совокупность технических средств и элементов, предназначенных для выработки и реализации управляющих воздействий или выдачи рекомендаций по устранению технологическими процессами.

При внедрении АСУ ТП ТЭС в эксплуатацию предусматривается:

Øинформационное обеспечение, образуемое совокупностью систем классификации и кодирования технологической и технико-экономической информации, сигналов, характеризующих состояние ТЭС и отдельных энергоблоков, массивов данных и документов, необходимых для выполнения всех функций АСУ ТП ТЭС;

Øорганизационное обеспечение, реализуемое наличием совокупности описаний функциональной, технической и организационной структур, инструкций и регламентов для оперативного персонала, обеспечивающих заданное функционирование автоматизируемого технологического комплекса;

Øматематическое обеспечение, образуемое наличием совокупности математических методов, моделей и алгоритмов для решения задач управления и обработки информации с применением вычислительной техники;

Øпрограммное обеспечение, образуемое наличием совокупности программ по реализации всех функций АСУ ТП и предполагаемому развитию системы в направлении расширения состава функций;

Øпакет прикладных программ, являющихся частью программного обеспечения и представляющих собой совокупность программ, реализующих группу однородных функций и программу их настройки для конкретных объектов ТЭС (котлов, турбин или блоков в целом).

Вывод

Внедрение АСУ ТП позволяет упростить технологический процесс, снизить количество персонала, повысить экономичность работы энергоблоков и станции в целом, уменьшить выбросы вредных веществ в атмосферу и водный бассейн за счёт оптимизации процесса, снизить психологическую нагрузку оператора и обслуживающего персонала, а так же вовремя принять решение для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с выходом контролируемых параметров за рамки допустимых значений, и, непосредственно, отключить оборудование для снижения экономического ущерба в случае аварии.

Часть 2

Введение

Рассматриваемые методы предназначены для анализа переходных процессов и качества линейных непрерывных систем автоматического регулирования, находящихся под действием типового детерминированного единичного воздействия.

Задачи анализа и синтеза автоматических систем регулирования с одним входом и выходом принципиально решены. Анализ переходных процессов с математической точки зрения сводится к определению общего решения неоднородного дифференциального уравнения, описывающего систему при заданных начальных условиях и воздействиях, а также к анализу влияния изменения параметров системы на вид этого решения. Такой анализ можно производить с применением многих точных и приближенных методов, но их практическая реализация даже для простых АСР сопряжена с большим числом не сложных, но громоздких и кропотливых расчетов, требующих вычисления корней, определения постоянных интегрирования и построения кривой переходного процесса. В связи с этим особое значение приобретают различные приближенные методы оценки процесса, не требующие построения кривых переходных процессов. Поэтому в теории регулирования анализ переходных процессов заменяют анализом качества, заключающемся в оценке характеристик переходного процесса, называемых прямыми показателями качества (времени переходного процесса, максимального и статического отклонения и т.д.), а также в установлении верхних границ для этих показателей без непосредственного решения дифференциальных уравнений системы.

1.Постановка задачи

цветковый растение строение опыление

Задача данного курсового проекта состоит в расчете переходных процессов двухконтурной САР. Динамические характеристики опережающего инерционного участков объекта регулирования сведем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Исходные данные для расчета переходных процессов двухконтурной САР

Коп, оС/(т/ч)Тк, сКинТ1,с?1, с, с4,82341190,104 Т142

Также следует сравнить качество регулирования ПИ - и ПИД - регуляторов, параметры настройки которых следует рассчитать в ходе данной работы.

2.Методика расчёта настройки КСАР

.1 Вывод формул по МПК в частном виде

Исходные данные:

.Передаточная функция объекта:

(1)

где Т1- большая постоянная времени;

?- меньшая постоянная времени;

.Передаточная функция ПИ-регулятора:

(2)

3.Структурная схема:

.Оптимизируем отработку скачка задания: хзд(t)=1(t) и f2(t)=1(t).

.Критерий оптимальности:

. (3)

Алгоритм решения задачи:

.Из параметров оптимальной динамической настройки:

Ти=Т1 (4);

.Запишем передаточную функцию замкнутой САР по задающему воздействию:

(5);

. Т.к. произведение передаточной функции регулятора на передаточную функцию объекта регулирования называется передаточной функцией разомкнутой САР, то: (6)

. В передаточную функцию разомкнутой САР (6) подставим передаточную функцию регулятора (2) и передаточную функцию объекта (1) с учётом равенства (4) и получим

(7)

. Числитель и знаменатель передаточной функции (5) разделим на передаточную функцию числителя, с учётом передаточной функции разомкнутой САР получим:

(8)

6.Т.к. в качестве критерия оптимальности принято колебательное звено, то передаточную функцию (8) приравниваем к передаточной функции типового колебательного звена:

(9)

7.Составляем систему уравнений, приравнивая левые и правые части равенства (9) при соответствующих операторах Лапласа:

(10) (11)

(12)

8.В (12) подставляем (3):

(13)

9. Равенство (13) представим в относительных единицах через относительный коэффициент усиления К и относительную постоянную объекта регулирования Т:

(14) (15)

10. Если объект задан в виде передаточной функции (1), то получить оптимальный переходный процесс можно, если рассчитать настройки ПИ-регулятора по формулам МПК в частном виде:

Ти=Т1

Если передаточная функция объекта содержит запаздывание,

то расчёт параметров динамической настройки ПИ-регулятора производим по формулам МПК в частном виде, только вместо Ти подставляем Тк :

Ти=Тк (16)

2.2 Вывод формул по МПК в общем виде

Исходные данные:

.Передаточная функция объекта:

2.Структурная схема:

.Оптимизируем отработку скачка задания: хзд(t)=1(t).

.Критерий оптимальности:

Время разгона экспоненты выбираем так, чтобы скорость изменения регулируемого параметра не превышала заданного значения. Обычно Тзд=tзд.

Требуется определить для конкретной передаточной функции объекта структуру типового регулятора и так рассчитать параметры его динамической настройки, чтобы при отработке скачка задания регулируемая величина соответствовала критерию оптимальности.

Решение задачи:

Из структурной схемы находим передаточную функцию регулятора:

После подстановки Wоб и Wх,хзд получим:

Для устранения передаточной функции звена чистого запаздывания решаем это уравнение графическим путем. В результате получаем:

Формула после подстановки конкретных значений Тзд и Wоб получить структуру регулятора, а затем формулы для расчета его параметров настройки.

Если

,

то получим ПИД-регулятор:

При малом значении t время дифференцирования получается малым, им можно пренебречь и ПИД-регулятор превращается в ПИ-регулятор.

2.3 Методика вывода формул МЧК без запаздывания

Это один из методов расчёта оптимальной настройки ПИ-регулятора одноконтурной САР для объекта с передаточной функцией в виде инерционного звена II-го порядка для оптимальной отработки внутреннего возмущения f1.

Исходные данные:

.Передаточная функция объекта:

(1)

где Т1>?;

2.Передаточная функция ПИ-регулятора:

(2)

где кр, Ти - параметры оптимальной динамической настройки, которые надо рассчитать по таким формулам, чтобы при отработке скачка внутреннего возмущения f1, выполнялись следующие требования критерия оптимальности:

. Критерий оптимальности:

при y=0,95. (3)

.Оптимизируем отработку единичного скачка внутреннего возмущения: f1(t)=1(t).

. Структурная схема:

Алгоритм вывода формул основан на отказе от размерных величин и переходу к безразмерным параметрам.

Методика вывода формул для расчета параметров настройки ПИ-регулятора:

. Запишем передаточную функцию объекта и регулятора в относительных единицах времени:

; (4)

(5)

где r=s·p, T=T1/s, I=Ти/s.

2. Запишем передаточную функцию замкнутой системы при скачкообразном внутреннем воздействии:

(6)

с учётом относительного времени, передаточная функция примет вид:

(7)

. В передаточную функцию (7) подставляем передаточную функцию объекта (4) и передаточную функцию объекта (5):

(8)

где , , , (9)

где : коэффициент усиления разомкнутой системы:К=кр·коб; (10)

относительное время:T=T1/s; (11)

. Воспользовавшись методикой Вышнеградского, введём новую переменную:

, (12)

где (13)

Тогда

(14)

,

, (15) (16)

. В диаграмме Вышнеградского требуется найти одну точку, которая бы удовлетворяла критерию оптимальности. Эта точка имеет координаты А1=2,539, А2=1,853, она находится в зоне 1.

.Путем преобразований получаем рабочие формулы:

; (20)

Абсолютное значение коэффициента усиления ПИ-регулятора:

; ; (21)

Абсолютное значение времени интегрирования:

3.Расчёт оптимальной динамической настройки 2-ух контурной САР

Исходные данные для расчета:

. Динамика опережающего участка объекта регулирования задана в виде передаточной функции инерционного звена 2-го порядка:

(1);

2. Динамика инерционного участка объекта регулирования задана в виде передаточной функции инерционного звена 1-го порядка с запаздыванием:

(2);

. Структурная схема:

Рис. 1. Структурная схема 2-х контурной САР

У1(t)- промежуточная регулирующая величина,

У(t) - основная регулируемая величина,

Хзд1 - задание стабилизирующему регулятору,

ГОС - Главная обратная связь,

ВОС - вспомогательная обратная связь.

. Передаточная функция стабилизирующего регулятора:

(3);

. Передаточная функция корректирующего регулятора:

(4);

где Ти1, Ти2, Кр1, Кр2 - соответственно время интегрирования и коэффициенты усиления стабилизирующего и корректирующего регуляторов.

. Передаточная функция крайнего внешнего возмущения:

(5);

Расчет настройки стабилизирующего регулятора СР

Расчет настройки стабилизирующего регулятора СР проводим на оптимальную отработку внутреннего возмущения f1 по методу частичной компенсации МЧК:

Рассчитываем относительный коэффициент усиления СР:

(6);

Относительная постоянная времени опережающего участка объекта регулирования:

с (7);

Затем определяем абсолютное значение коэффициента усиления СР:

(8);

Далее находим численное значение относительного времени интегрирования СР:

(9);

(10).

Обсолютное время интегрирования:

(11);

Таким образом:

(12)

Расчет настройки корректирующего регулятора

Рис. 2. АЧХ инерционного объекта регулирования

Как следует из рис.2, инерционные объекты хорошо пропускают низкие частоты (НЧ) на выход, но не пропускают высокие частоты (ВЧ) после частоты среза . Это позволяет рис. 1 при расчете настройки КР превратить в одноконтурную схему рис. 3.

Рис.3

Настройку КР осуществляем по передаточной функции инерционного участка на оптимальную отработку крайнего внешнего возмущения f2, которое заменяем соответствующим скачком задания по формулам метода полной компенсации в частном виде. Метод называется полной компенсацией, так как опережающее действие времени интегрирования ПИ-регулятора ((), (4) ) находящегося в числителе, полностью компенсирует большую постоянную времени инерционного участка ((), (2) ), т.е. условие МПК есть:

с (13)

При выполнении условия (13) и оптимальной настройке при отработке скачка задания оптимальный переходный процесс будет иметь минимальное время регулирования и одно перерегулирование, равное 4,3% от скачка задания, и будет зависеть только от численного значения условного запаздывания .

с (14)

Таким образом:

(15)

Расчёт настройки корректирующего регулятора по МПК в общем виде, соответст вующее ПИД-алгоритму регулирования:

Время интегрирования: Ти2=Тк=195

Коэффициент усиления:

(16)

Время дифференцирования:

(17)

(18)

4.Таблицы исходных данных для моделирования переходных процессов на ЭВМ

Относительная постоянная времени опережающего участкаТ=9,615Относительный коэффициент усиления стабилизирующего регулятораК=7,66Коэффициент усиления стабилизирующего регуляторакр1=1,597Относительное время интегрирования I=4,59Время интегрирования стабилизирующего регулятора Ти1=9,07 по МПК в частном виде:Время регулирования корректирующего регулятораТи2=234Коэффициент усиления корректирующего регуляторакр2=2,78по МПК в общем виде:Время интегрированияТи2=234Коэффициент усилениякр2=2,78Время дифференцированияТд=10,5

5.Алгоритм расчёта переходных процессов САР на ЭВМ

1.Собираем схему:

. Даём скачок Хзд, выводим на печать У, если при этом максимальное перерегули рование > 5%, то вместо скачка задания Хзд=1, используем звено медленного реагирования.

. Методом подбора Т1 и Т2 (при том, что Т1 < Т2) добиваемся, чтобы А1 было < 5 %.

. Даём скачок внутреннего возмущения f1, выводим на печать У.

. Даём скачок внутреннего возмущения f2, выводим на печать У.

. В схеме корректирующий ПИ-регулятор заменяем на ПИД - регулятор.

. С новой схемой, т.е. с ПИД-регулятором, повторяем все предыдущие действия.

. Вместо скачка задания используем ЗБР при отработке Хзд ПИД-регулятором.

6.Определение переходных процессов САР при основных воздействиях со сравнением ПИ- и ПИД-алгоритмов регулирования

Рассматривая полученные графики переходных процессов САР с использование ПИ- и ПИД-регуляторов, можно сказать, что:

.Оба регулятора не имеют статической ошибки регулирования (рис.6.1. и рис.6.2.).

2.У ПИ-регулятора величина перерегулирования составляет около 4,3%, по сравнению с ПИД-регулятором, у которого её нет, т.е. ПИ-регулятор имеет колебания в переходном процессе (ПИ рис.6.1. и ПИД рис.6.2.).

.При отработке внутреннего возмущения f1 (ПИ рис.6.4. и ПИД рис.6.5.) видно, что ПИД-регулятор имеет меньшее абсолютное значение ошибки регулирования, по сравнению с ПИ-регулятором на 2%.

.При отработке крайнего внешнего возмущения f2 (ПИ рис.6.6. и ПИД рис.6.7.) у ПИД-регулятора значение величины максимальной динамической ошибки регулирования меньше, чем у ПИ-регулятора на 2%.

.Видно, что у ПИД-регулятора скорость изменения регулирующего параметра больше (наклон прямой, ПИ рис.6.1. и ПИД рис.6.2.), чем у ПИ- регулятора, и, соответственно, полное время регулирования меньше на 50 секунд.

Рис.6.1. Отработка Хзд ПИ - регулятором

Рис.6.2. Отработка Хзд ПИД - регулятором

Рис.6.3. Отработка Хзд ПИД - регулятором с ЗБР

Рис.6.4. Отработка F1 ПИ - регулятором

Рис.6.5. Отработка F1 ПИД - регулятором

Рис.6.6. Отработка F2 ПИ - регулятором

Рис.6.7. Отработка F2 ПИД - регулятором

7.Сводная таблица прямых показателей качества

Показатели качестваПИ-регуляторПИД-регуляторСтатическая ошибка00Перерегулирование4,90(4,3*)Внутреннее возмущение f1Абсолютное значение ошибки регулирования0,0217 0,006290,0217 0,00426Крайнее внешнее возмущение f2Максимальная динамическая ошибка4,13,9Полное время регулирования при нечувствительности регулятора 2%250200Полное время регулирования800580(340*)* - ПИД - регулятор с ЗБР

Выводы с обоснованием оптимальной настройки САР

Выше были рассмотрены 2 регулятора: ПИ и ПИД. Каждый из них имеет свои недостатки и достоинства:

ПИ-регулятор:

Øон относится к астатическим регуляторам, которые в законе регулирования содержат интегральную составляющую, что позволяет в конце переходного процесса, при отработке любого воздействия, свести статическую ошибку регулирования к нулю;

Øимеет 2 параметра оптимальной динамической настройки, что больше 1-го и меньше 3-ёх, поэтому он обеспечивает при минимальных затратах на наладку хорошее качество регулирования для широкого диапазона объектов.

ПИД-регулятор:

Øиз всех линейных регуляторов он обеспечивает наилучшее качество регулирования благодаря предвиденью Д составляющей закона регулирования.

Но ПИД - регулятор имеет недостатки:

Ø3 параметра оптимальной динамической настройки труднее рассчитать и установить на регуляторе;

Øимеет узкую зону заданного запаса устойчивости в плоскости параметров настройки регулятора. Для устранения этого недостатка в микропроцессоре должна быть программа, которая автоматически корректирует параметры оптимальной динамической настройки в зависимости от изменившейся динамики объекта регулирования. Что стоит денег.

Следовательно, при требуемом высоком качестве регулирования требуется установка ПИД-регулятора.

Литература

1)Кулаков Г.Т. «Инженерные экспресс-методы расчета промышленных систем регулирования: Спр. Пособие.» - Мн.: Выш. шк., 1984. - 192 с.

2)Кулаков Г.Т. «Анализ и синтез САР: Спр. Пособие.» - Мн.: Выш. шк., 2003.

)Кулаков Г.Т. Конспект лекций. - Минск, БНТУ, 2007.

)Г.П. Плетнёв. «Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций» - Москва, Энергоиздат, 1981.

)Г.П. Плетнёв. «Автоматическое управление и защита тепло-энергетических установок электростанций» - Москва, Энергоатомиздат, 1986.

Министерство образования Республики Беларусь Белорусский национальный технический университет Энергетический факультет Кафедра Тепловые электрические с

Больше работ по теме: