Разработка измерительных каналов АСУ ТП
Анализ этапов построения системы автоматического регулирования и управления технологическим процессом. Нефть как природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.10.2017 |
| Размер файла | 953,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Разработка измерительных каналов АСУ ТП
Введение
Без грамотного построения измерительного канала невозможно построить систему автоматического регулирования и управления технологическим процессом (АСУТП). Данный курсовой проект дает возможность не только в теории, но на практике познать сущность проблемы проектирования измерительных каналов. А точнее разобраться во всем многообразии измерительных и регистрирующих устройств и подобрать наиболее выгодную их комплектацию, обеспечивающую необходимую точность, быстродействие, эргономичность при минимальных денежных затратах.
Основной задачей курсового проекта является разработка измерительных каналов АСУТП.
В данном курсовом проекте необходимо:
1) разработать каналы для измерения уровня и расхода в резервуаре сырой нефти, поскольку резервуары применяются в различных отраслях нефтепромышленности;
2) проанализировать объект автоматизации и изучить все особенности процесса происходящего в резервуаре, а также выявить опасные факторы, связанные с ним.
3) необходимо выбрать метод, учитывающий особенности процесса, измерения технологических параметров: уровень и расход;
4) необходимо разработать блок-схемы измерительных каналов;
5) описать способ и место установки измерительных каналов, и особенность монтажа;
6) рассчитать максимальную длину линии связи между прибором и барьером искробезопасности.
7) провести метрологический расчет измерительных каналов.
1. Анализ объекта автоматизации и опасных факторов
Объектом автоматизации является резервуар сырой нефти. Температура поступающей нефти t = 25ч35 °C. Диаметр трубопровода d = 200 мм, давление в трубопроводе P = 0,4 МПа, расход нефти в трубопроводе G = 100 м3/ч.
В данном курсовом проекте разрабатываются измерительные каналы АСУТП для резервуара сырой нефти.
Нефть -- природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.
Физические свойства
Нефть -- легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от -35[3] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов).
1) средняя молекулярная масса 220--400 г/моль (редко 450--470);
2) плотность 0,65--1,05 (обычно 0,82--0,95) г/смі (нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831--0,860 -- средней, выше 0,860 -- тяжёлой)
3) вязкость 1,98--265,90 ммІ/с
Таким образом, можно выделить основные факторы, которые необходимо учесть при проектировании и выборе технических средств, которые будут применены в АСУТП:
· Взрывозащищенность.
· Обладание минимальным коррозийным действием на аппаратуру.
2.Выбор и обоснование методов измерения технологических параметров
2.1 Уровень
автоматический нефть молекулярный
Для измерения уровня выбран метод непрерывной частотно-модулируемой волны (FMCW).Принцип действия такого уровнемера заключается в следующем. Микроволновый генератор датчика уровня формирует радиосигнал, частота которого изменяется во времени по линейному закону - линейный частотно-модулированный сигнал. Этот сигнал излучается в направлении продукта, отражается от него, и часть сигнала через определенное время, зависящее от скорости света и расстояния, возвращается обратно в антенну. Излученный и отраженный сигналы смешиваются в датчике уровня, и в результате образуется сигнал, частота которого равна разности частот принятого и излученного сигналов F и, соответственно, расстоянию от антенны до измеряемого продукта (рис.1). Дальнейшая обработка сигнала осуществляется микропроцессорной системой датчика уровня и заключается в точном определении частоты результирующего сигнала и пересчете ее значения в значение уровня наполнения резервуара.
Рисунок 1. Принцип действия радарного уровнемера
Преимущества использования метода непрерывной частотно-модулируемой волны:
· высокая помехоустойчивость;
· возможность получения информации с высокой точностью;
· возможность устранения помех, накладывающихся на измеряемый параметр, от любых других посторонних токов и напряжений;
2.2 Расход
Для измерения расхода выбран кориолисовый метод измерения расхода.
Типовой кориолисовый измеритель состоит из одной или двух вибрирующих трубок, обычно изготовленных из нержавеющей стали. Для повышения точности измерений нужно защитить трубки и места их креплений от механических и химических воздействий контролируемой среды.
Чаще всего трубки имеют U - образную форму, хотя в принципе они могут быть и другого вида. Для газообразных сред применяют более тонкие трубки, чем для жидкостей. Трубки начинают вибрировать от воздействий на них внешнего электромеханического устройства. Расход массы определяется по действию жидкости на вибрирующие трубки. При движении жидкости на нее действует вибрационное ускорение, все время меняющее свое направление. Так как потоки жидкости в двух ветвях трубки имеют противоположные направления, то и возникающие там силы Кориолиса также будут направлены в разные стороны. В результате этого под действием результирующей силы две части трубки смещаются друг относительно друга в соответствии с циклом вибраций.
Величина силы Кориолиса, индуцированная потоком, определяется выражением:
F=2mщ?
где m - масса, щ- круговая частота вибраций, ?- вектор средней скорости измеряемой среды.
Следовательно, величина изгиба трубки прямо пропорциональна массовому расходу через трубку.
Рисунок 2 - Кориолисовская трубка при отсутствии в ней потока (А), изгиб трубки при протекании через нее потока (Б), сдвиг фазы колебаний, вызванный силами Кориолиса (В).
При отсутствии в трубке контролируемой среды ее вибрации на входе и выходе совпадают, то есть, между ними нет сдвига фаз. При появлении потока - трубка изгибается пропорционально величине массового расхода, поэтому между вибрациями ее входной и выходной ветвей появляется фазовый сдвиг.
Преимущества измерения кориолисовым расходомером:
· высокая точность измерений параметров;
· работают вне зависимости от направления потока;
· не требуются прямолинейные участки трубопровода до и после расходомера;
· надёжная работа при наличии вибрации трубопровода, при изменении температуры и давления рабочей среды (только если расходомер установлен на резиновые подставки-прокладки);
· длительный срок службы и простота обслуживания благодаря отсутствию движущихся и изнашивающихся частей;
· измеряют расход сред с высокой вязкостью;
3. Разработка блок-схем измерительных каналов и выбор ТС
Процесс перемещения нефти является взрывоопасным. Поэтому необходимо выбрать датчики с взрывобезопасным исполнением, работающие при различных температурах окружающей среды и процесса, имеющие степень защиты не ниже IP67, а также обладающие высокой степенью надежности.
Поскольку давление в трубопроводе составляет p = 0,4 МПа, температура нефти
t=25ч35 °C, то необходимо выбрать датчики, способные работать в данных условиях.
Изучив каталоги продукции компаний «Honeywell» и «Yokogawa» для реализации измерительных каналов, выбраны следующие контрольно-измерительные приборы:
1. Бесконтактный радарный уровнемер SmartLine RM70 для измерения уровня компании «Honeywell».
2. Кориолисов массовый расходомер RotaMASS RCCX39/IR для измерения расхода компании «Yokogawa».
3.1 Выбор технических средств измерения уровня
Для измерения уровня нефти в резервуаре выбран бесконтактный радарный уровнемер SmartLine RM70 (рис. 3) предназначенный для измерения уровня жидкостей и может использоваться для расчета объема.
Рисунок 3. Бесконтактный радарный уровнемер SmartLine RM70
Технические характеристики радарного уровнемера SmartLine RM70:
· вход:
- измеряемые величины: уровень, дистанция, объем и коэффициент отражения;
- минимальная высота емкости: 0,2 м;
- максимальный измеряемый диапазон: 80 м;
· выход:
- первый выход: 4…20 мА/HART или 3.8…21.5 мА;
- второй выход (опция): 4…20 мА или 3.8…21.5 мА;
- температурное отклонение: 50 ppm/K;
- аварийный сигнал: по высокому уровню - 22 мА, по низкому уровню - 3.6 мА;
· эталонные условия:
- температура: +20°С ± 5°С;
- давление: 1013 мБар ± 20 мБар;
- относительная влажность: 60% ± 15%;
· точность:
- разрешение: 1 мм;
- повторяемость: ± 1 мм;
- точность: ± 3 мм, если дистанция <= 10 м ± 0.03 %, если дистанция > 10 м;
- угол расхождения сигнала: антенна DN40 - 20 ° ;
- угол расхождения сигнала: антенна DN50 - 15 ° ;
- угол расхождения сигнала: антенна DN80 - 10 ° ;
· условия применения:
- температура окружающей среды: -40 …+ 80 °С;
- температура хранения: -40 …+ 85 °С;
- температура фланца: -40 …+ 200 °С;
- устойчивость к тепловым ударам: 100 °С/мин;
- рабочее давление: -1 … 40 Бар;
- диэлектрическая константа: >=1.5;
- устойчивость к вибрации: IEC 68-2-6 и EN 50178 (10...57 Гц: 0,075 мм/10...150 Гц: 1 гр );
- категория защиты: IP 66/67 соответствует NEMA 6-6X.
По каналу уровня осуществляется сигнализация.
Оформление опросного листа для датчика уровня представлено в приложении.
3.2 Выбор технических средств измерения расхода
Для измерения расхода нефти в резервуаре выбран Кориолисов массовый расходомер RotaMASS RCCX39/IR (рис. 4) для измерения массового (как мгновенного, так и суммарного) расхода жидкости, газа, суспензии, высоковязких сред.
Рисунок 4. Кориолисов массовый расходомер RotaMASS RCCX39/IR
Таблица 1. технические характеристики Кориолисова массового расходомера RotaMASS RCCX39/IR
3.2 Выбор барьера искрозащиты
Для обеспечения взрывозащищенности (искробезопасности) и питания информативных цепей выбран активный барьер искрозащиты БИС-А-201-Ех фирмы «Завод «Прибор».
Барьеры искрозащиты БИС-А-Ех могут применяться в различных отраслях промышленности в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, связанными с получением, переработкой, использованием и хранением взрывоопасных и пожароопасных веществ. Барьеры по взрывозащите соответствуют требованиям, предъявляемым к взрывозащищенному электрооборудованию подгруппы IIC и поэтому их область применения охватывает все производства и технологические процессы, в которых имеются или могут образовываться различные взрывоопасные смеси газов, пары нефтепродуктов, а также другие соединения и композиции веществ, относящиеся к категориям IIC,IIB,IIA.
Барьер типа БИС-А-Ех соответствует: по виброустойчивости и вибропрочности (устойчивости к механическим воздействиям) требованиям ГОСТ 12997-84 для группы исполнения L3 (при воздействии синусоидальной вибрации в диапазоне частот 5...25 Гц амплитудой смещения до 0,1 мм), по степени защиты - требованиям ГОСТ 14254-60 (исполнение IP30).
Барьеры устанавливаются вне взрывоопасных помещений.
Предназначен для организации питания и приема информационных сигналов 4-20 mA постоянного тока от двухпроводных датчиков, которые выполнены с взрывозащитой вида «искробезопасная электрическая цепь» и которые могут устанавливаться во взрывоопасных зонах помещений.
Питание барьера осуществляется напряжением постоянного тока (24±2,4В). Номинальный ток потребления не более 84 mA, потребляемая мощность не более 2 ВА, погрешность не более ±0,1 % от диапазона изменения выходного сигнала, изменение значения выходного сигнала, вызванное изменением температуры окружающего воздуха в диапазоне от -10 °С до +50 °С, % от диапазона изменения выходного сигнала на каждые 10 °С не более ±0,1%.
Барьеры монтируются на DIN- рейке или с помощью шины заземления. Схема подключения барьера представлена на Рис.5.
Таблица 2. Типы датчиков и входные, выходные сигналы
|
типы датчиков |
токовая автоматика (выходной сигнал с датчиков давления, температуры, расхода, уровня) |
|
|
входные сигналы |
4 - 20 мА |
|
|
выходные сигналы |
4 - 20 мА, 0 - 5 мА, 0 - 20 мА |
Таблица 3. Параметры искрозащиты
|
максимальное входное напряжение, Um |
250 В |
|
|
максимальное выходное напряжение, U0 |
25,2В |
|
|
максимальный выходной ток, 10 |
100 мА |
|
|
максимальная выходная мощность, Р0 |
0,63 Вт |
Таблица 4. Прочие параметры
|
потребляемый ток |
84 мА |
|
|
температура |
-10...50°С |
|
|
защита корпуса |
IP 30 |
|
|
габаритные размеры |
75x23x125 мм |
|
|
монтаж |
- DIN-рейка, шина заземления |
|
|
масса |
0,1 кг |
Таблица 5. Параметры нагрузки цепи
|
[Exib]IIС |
[Exib]IIB |
||
|
внешняя емкость, С0 |
0,08 мкФ |
0,8 мкФ |
|
|
внешняя индуктивность, L0 |
1,7 мГн |
9 мГн |
Таблица 6. Погрешность передачи сигнала
|
ток |
0,1% от входного сигнала |
Выходные цепи барьеров рассчитаны на работу с нагрузками:
- не более 500 Ом для сигнала 4-20 (0-20) мА ;
- не более 2,0 кОм для сигнала 0-5 мА.
Напряжение на искробезопасных входах не менее 15,3 В
Рисунок 5. Схема подключения барьера искрозащиты БИС-А-201-Ех
Пример оформления заказа:
1 - обозначение барьера;
2 - погрешность преобразования входного сигнала (0,1; 0,2%);
3 - выходной сигнал (0-5, 0-20, 4-20 мА);
4 - напряжение питания;
5 - технологическая наработка 360 часов (по заказу);
6 - термостабилизация (по заказу);
7 - количество барьеров.
Пример обозначения барьеров при заказе:
БИС-А-201-Ех, 0,1% , 4-20 мА, 24В, 360ч, ТС, 2 шт.
3.4 Разработка блок-схем измерительных каналов
Разработка блок-схемы измерительного канала расхода
При разработке измерительного канала расхода, составлена блок-схема (рис.6.).
Рисунок 7. Блок-схема измерительного канала уровня.
4. Описание способа, места установки и особенностей монтажа элементов
4.1 Установка датчика расхода
Кориолисовы расходомеры не имеют ограничения по числу Рейнольдса измеряемой жидкости. Они также не чувствительны к изменению распределения скорости по сечению и к вихрям. Поэтому не существует требования подвода и отвода жидкости по прямым трубам к расходомеру, чтобы подготовить поток.
Габаритные размеры представлены в приложении.
4.2 Установка датчика уровня
Датчик уровня монтируется в верхней части резервуара, подсоединение к процессу резьбовое G 11/2”; NPT11/2” или фланцевое DN 40…150 (PN40/PN16); 10K (40…100A). При установке уровнемера в посадочное место, отклонение от горизонтальной оси не должно превышать 2°. Если на пути радарного луча встречается какие-либо объекты (мешалки, опорные арматуры и т.д.), то следует установить выносной или успокоительный колодец. Нельзя устанавливать датчик слишком близко к входу продукции, это может привести к неточным показаниям. Подключение уровнемера производится к клеммам «+» и «-» электронного модуля. Пример установки радарного уровнемера представлен на рис.10.
Рисунок 8. Пример установки радарного уровнемера
В случае установки датчиков непосредственно на технологическом оборудовании и трубопроводах должны применяться отборные устройства с вентилями для обеспечения возможности отключения и проверки датчиков.
5. Расчет максимальной длины линии связи между измерительным прибором и барьером искробезопасности
Датчик для измерения расхода RotaMASS RCCX39/IR и датчик уровня SmartLine RM70, расположенные во взрывоопасной зоне, подключаются к АСУТП с использованием БИС-А-201-Ех. Таким образом, заземляется БИС, а сами приборы непосредственно не могут быть заземлены, так как находятся во взрывоопасной зоне.
Для подключения датчиков, выбираем кабель КПКЭВнг(А)-FRLS. КПКЭВнг(А)-FRLS - Огнестойкие симметричные кабели парной скрутки предназначены для групповой стационарной прокладки в системах противопожарной защиты, в системах пожарной сигнализации (ОПС), системах оповещения и управления эвакуацией (СОУЭ), системах автоматического пожаротушения (АУПТ), системах противодымной защиты, а также в других системах жизнеобеспечения, связи, контроля и управления, которые должны сохранять работоспособность в условиях пожара. Кабели КПКЭВнг-FRLS могут применяться в промышленных сетях АСУ ТП и на атомных станциях, в зонах класса безопасности 2-4, вне гермозоны. Характеристики кабеля представлены в приложении 5. Рассчитаем максимально возможную длину линии связи измерительных каналов:
1. Датчик расхода EJX130A
Исходные электрические характеристики датчика представлены в приложении 7.
С1= 27,6 нФ - собственная емкость датчика,
L1= 0 мГн - собственная индуктивность датчика,
V0= 21.6 В - минимальное напряжение источника на выходе БИС
Vmin= 10.5 В - минимальное напряжение питания датчика RotaMASS RCCX39/IR.
Параметры кабеля КПКЭВнг-FRLS;
Cк= 0.04 нФ/м - погонная емкость,
Lк= 0.66 мкГн/м - погонная индуктивность,
Rk= 0.11 Ом/м - погонное сопротивление.
Безопасные параметры внешней цепи:
Сmax= 90 нФ,
Lmax= 3.5 мкГн.
Полное сопротивление линии связи:
Rv = N*Rk*2
Так как падение напряжения происходит только на кабеле, то максимальный ток составляет 20мА, тогда:
Rv = (V0-Vmin )/0.02= N*Rk*2
N= (21.6-10.5)/(0.04*0.11)= 2523 м.
Проверим условия безопасности для емкости и индуктивности по условиям ExibllC:
Cmax>Ck*N+C1 , откуда N< 2250 м - условие не выполняется.
Lmax>Lk*N+L1 , откуда N< 3485 м - условие выполняется.
Вывод:
При использовании активного барьера и указанных выше условий максимальная длина линии связи составляет примерно 2250м. Основным ограничением для линии стала её емкость. При этом внутреннее сопротивление вторичного прибора не влияет на длину линии связи, максимальное сопротивление которой для БИС-А-201-Ех составляет 25 Ом.
2. Датчик уровня SmartLine RM70
Исходные электрические характеристики датчика представлены в приложении 6.
С1= 25.5 нФ - собственная емкость датчика,
L1= 330 мГн - собственная индуктивность датчика,
V0= 21.6 В - минимальное напряжение источника на выходе БИС
Vmin= 10.5 В - минимальное напряжение питания датчика SmartLine RM70.
Параметры кабеля КПКЭВнг-FRLS;
Cк= 0.04 нФ/м - погонная емкость,
Lк= 0.66 мкГн/м - погонная индуктивность,
Rk= 0.11 Ом/м - погонное сопротивление.
Безопасные параметры внешней цепи:
Сmax= 90 нФ,
Lmax= 3.5 мкГн.
Полное сопротивление линии связи:
Rv = N*Rk*2
Так как ток короткого замыкания (максимальный ток) для барьера БИС-А-201 составляет 120мА, тогда
Rv = (V0-Vmin )/0.02= N*Rk*2
N= (21.6-10.5)/(0.04*0.11)= 2523 м.
Проверим условия безопасности для емкости и индуктивности по условиям ExibllC:
Cmax>Ck*N+C1 , откуда N< 2250 м - условие не выполняется.
Lmax>Lk*N+L1 , откуда N< 3485 м - условие выполняется.
Вывод:
При использовании активного барьера и указанных выше условий максимальная длина линии связи составляет примерно 2250м. Основным ограничением для линии стала её емкость. При этом внутреннее сопротивление вторичного прибора не влияет на длину линии связи, максимальное сопротивление которой для БИС-А-201-Ех составляет 25 Ом.
6.Метрологический расчёт измерительных каналов
Для канала измерения расхода.
Погрешность данной измерительной системы складывается из погрешностей, вносимых датчиком для измерения температуры и барьером искрозащиты. На данный момент производители кабелей и интерфейсов передачи данных практически свели к нулю погрешность, вносимую линией связи, следовательно, её при расчетах не учитывают, тогда предел допускаемой погрешности измерительного канала определится как:
Для канала измерения уровня.
Погрешность данной измерительной системы складывается из погрешностей, вносимых радарной антенной, нормирующим преобразователем, барьером искрозащиты, линией связи. Погрешности нормирующего преобразователя и чувствительного элемента также определены фирмой производителем прибора. Предел допускаемой погрешности измерительного канала определится как:
Точность процесса измерения технологических параметров может быть понижена за счет влияния систематической погрешности (неточно установлен ноль, неправильно установлен/смонтирован прибор, засор в импульсной линии и др.). При монтаже и эксплуатации измерительных каналов следует учесть все возможные варианты внесения погрешностей или попытаться исключить их.
Заключение
автоматический нефть молекулярный
В данной курсовой работе разработано два измерительных канала АСУТП для измерения уровня и расхода в резервуаре сырой нефти.
В рамках данного проекта проведены следующие работы:
1) проанализирован объект автоматизации и выявлены основные опасные факторы;
2) выбраны и обоснованы оптимальные методы измерения технологических параметров;
3) разработаны блок-схемы измерительных каналов;
4) проанализирована продукция фирм Honeywell International Inc. и Yokogawa Electric CIS, выбраны необходимые технические средства;.
5) рассмотрены и описаны способы, места установки и особенности монтажа элементов измерительных каналов;
6) рассчитана максимальная длина линии связи между измерительным прибором и барьером искробезопасности;
7) проведен метрологический расчет измерительных каналов;
8) выполнены чертежи закладных конструкций и план расположения оборудования и внешних проводок.
Список использованной литературы
1. Кулаков М.В. Технологические измерения и приборы для химических производств: учебник для вузов. - Москва: «Машиностроение», 2008, 424 стр.
2. Голубятников В.А., Шувалов В.В. Автоматизация производственных процессов в химической промышленности, 1985.- 352 с.
3. Датчик перепада давления EJX130A - http://yokogawa.ru/measurementcharge/?prod=861( дата обращения 05.12.2014).
4. Датчик уровня SmartLine RM70 - https://www.honeywellprocess.com/en-US/explore/products/wireless/pages/default (дата обращения 07.12.2014) .
5. БИС-А-201-Ех - http://www.primacm.mpi.ru/page2075 (дата обращения 07.12.2014).
6. Кабель КПКЭВнг(А)-FRLS - http://www.spkab.ru/tehdocs/105-fire-alarm-cable (дата обращения 08.12.2014).
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Нефть как природная маслянистая горючая жидкость. Углеводороды как основные компоненты нефти и природного газа. Анализ технологии добычи и переработки нефти. Первичный и вторичный процесс. Термический крекинг, каталитический реформинг, гидроочистка.
презентация [2,5 M], добавлен 29.09.2013Технологический процесс цеха подготовки и перекачки нефти, структура и функции системы автоматического управления процессом. Назначение и выбор микропроцессорного контроллера. Расчет системы автоматического регулирования уровня нефти в сепараторе.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2012Процесс приготовления резиновой смеси в резиносмесителе. Выбор регулируемых параметров и каналов внесения регулирующих воздействий. Обоснование выбора средств автоматизации. Описание работы выбранных систем автоматического контроля и регулирования.
контрольная работа [25,0 K], добавлен 27.07.2011Анализ технологического процесса абсорбции циклогексана и циклогексанона как объекта управления. Основные технологические стадии получения продукта. Синтез системы автоматического управления технологическим процессом. Разработка панели для SCADA.
курсовая работа [5,6 M], добавлен 10.04.2011Разработка системы автоматического регулирования и контроля пропилена товарно-сырьевого цеха НПЗ "Газпром Нефтехим Салават" на программном продукте Trace Mode 6. Понятие и применение SCADA-систем. Характеристика установки: сырье, реагенты и продукция.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 06.03.2013Основные черты технического обеспечения современных автоматизированных систем управления технологическим процессом. Расчет среднеквадратичной погрешности контроля. Анализ приборов управления и регулирования, характеристика измерительных приборов.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 22.05.2019Элементный состав нефти - сложной многокомпонентной взаиморастворимой смеси газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения. Групповой углеводородный состав нефтей. Твердые парафиновые углеводороды (жидкие и твердые).
презентация [290,9 K], добавлен 21.01.2015Понятие объекта управления. Принципы управления и регулирования. Элементы линейной теории автоматического регулирования. Модели статики. Математическое описание. Понятие о линейных элементах. Линеаризация реальных элементов САР, её способы и предпосылки.
контрольная работа [471,8 K], добавлен 13.01.2009Математическая модель кинетики, теплообмена и внутренних обратных связей в атомной энергетической установке. Создание системы автоматического регулирования ядерного реактора. Анализ частотных характеристик регуляторов непрерывного и дискретного действия.
дипломная работа [2,3 M], добавлен 03.09.2013Анализ автогенных процессов в цветной металлургии. Характеристика технологического процесса как объекта управления. Разработки системы оптимального управления технологическим процессом плавки в печи Ванюкова в условиях медеплавильного завода "Балхашмыс".
дипломная работа [762,5 K], добавлен 25.02.2014
