1. Причины выделения иерархических уровней управления?
2. Сходство и отличия PLS/SCADA и DCS систем управления?
3. Средства реализации требований информационной совместимости в АСУ ТП?
4. OPC сервер представляет собой … и предназначен для …
5. Назначение искробезопасных барьеров и их место в системах автоматизации?
1. Покажите аналоговые и цифровые каналы линий связи на основных технических структурах (выделены на рисунке красными линиями).
2. Обосновать необходимость соблюдения расстояниями между кабелями систем автоматизации.
3. Отличия информационного и информационно-управляющего типа автоматизированных рабочих мест оператора?
4. Какой отказ измерительного канала более опасен, и почему?
1. Пропорционально-интегральный закон регулирования (формула и обозначения параметров)?
2. Наименее и наиболее точные способы регулирования уровня из рассмотренных?
3. Регуляторы давления «прямого действия» (схема, принцип действия, настройка коэффициентов регулирования) (самостоятельно).
4. Алгоритмы автоматической защиты....
По дисциплине «Технические измерения и приборы»
1. Выбрать преобразователь давления на выходе КС с выводом сигнала на контроллер и обеспечить контроль давления по месту.
2. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников насосного агрегата и контроля расхода воды с КНС.
3. Выбрать технические средства для измерения расхода воды на водораспределительной гребенке.
4. Рекомендовать аппаратуру для дистанционного измерения расхода товарной нефти и ее влажности.
5. Методы определения дебита нефтяных скважин.
6. Контроль и сигнализации давления газа на выходе компрессорной станции.
7. Произвести выбор аппаратуры для контроля расхода нефтяной смеси с ГЗУ гидростатическим методом.
8. Дистанционный контроль температуры дымовых газов и расхода воды на выходе котельной.
9. Принцип работы первичных преобразователей для измерения расхода газа и его влажности.
10. Выбрать датчики и приборы для системы регулирования соотношения “газ-воздух”в топку котла.
11. Дистанционный контроль и сигнализация давления на выкидной линии скважины с ЭЦН.
12. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) и влагосодержания после электродегидратора.
13. Выбрать аппаратуру для контроля и регулирования давления газа в газосепараторе.
14. Выбор преобразователя давления на выходе компрессорной станции с выводом сигнала на микропроцессорный контроллер.
15. Выбрать измерительную аппаратуру для измерения и сигнализации уровня в сепараторе.
16. Выбрать измерительную аппаратуру для расхода нефти на установке стабилизации.
17. Выбрать аппаратуру для измерения расхода пара на испарпитель.
18. Выбрать технические средства, обеспечивающие контроль и регулирование параметров в КРД на НПС.
19. Выбрать измерительную аппаратуру для коммерческого учета расхода газа и его влажности влагомером КОНГ-ПРИМА-10.
20. Выбрать аппаратуру для определения расхода газовой скважины.
21. Основные технические характеристики и принцип работы преобразователя «Сапфир 22 ДУ» в схеме автоматического регулирования уровня жидкости в абсорбере.
22. Произвести выбор аппаратуры для контроля дебита скважины на « газлифт».
23. Выбрать технические средства для сигнализации температуры подшипников и давления на выходе насосного агрегата НПС.
24. Аппаратура для дистанционного контроля, регулирования и сигнализации уровня в КСУ.
25. Выбрать средства сигнализации давления на входе насосного агрегата НПС и загазованности в насосной.
26. Выбрать технические средства для регулирования межфазного уровня (нефть-вода) в отстойнике.
27. Выбрать технические средства для коммерческого узла учета нефти.
...
1. Назначение автоматизированных систем
2. Состав и виды структур автоматизированных систем
3. Виды обеспечений АС и их характеристика
4. Принципы создания автоматизированных систем
5. Основные рекомендуемые положения по созданию и функционированию АС
6. Концепция системного подхода к проектированию АС
7. Терминология системного подхода к проектированию АС
8. Системотехнический подход к проектированию сложных систем. Системотехнические признаки сложных систем
9. Системотехнические направления процесса проектирования сложных АС
10. Основные системотехнические принципы создания сложных систем и их характеристика
11. Принцип максимума эффективности АС
12. Принцип согласования частных критериев эффективно¬сти
13. Принцип оптимума автоматизации
14. Принцип централизации информации и принцип явлений с малой вероятностью
15. Методология исследований при проектировании АС
16. Этапы исследования АС в соответствии с методологией системного анализа
17. Принципы проектирования иерархических АСУ ТП. Признаки образования иерархических АСУ ТП
18. Структура государственной системы стандартизации РФ
19. Состав проектной документации при двухстадийном проектировании АСУ ТП в соответствии со СНиП 1.02.01-85
20. Особенности разработки проектной документации на создание АСУ ТП при одностадийном проектировании
21. Состав рабочей документации на создание АСУ ТП , регламентируемым ГОСТ 21.408-93
22. Назначение функциональных схем автоматизации
23. Общие принципы разработки функциональных схем автоматизации
24. Условные графические изображения средств измерения и автоматизации технологического оборудования и коммуникаций на функциональных схемах автоматизации
25. Условные графические изображения средств измерения и автоматизации технологического оборудования и коммуникаций на функциональных схемах автоматизации
26. Требования к оформлению и оформлению функциональных схем автоматизации. Развернутый и упрощенный способы выполнения функциональных схем автоматизации
27. Требования к содержанию и оформлению функциональных программных документов: общие положения, общие требования, описание к текстам программ, стадии
28. Требования к оформлению структурных схем АСУ ТП и порядок их выполнения
29. Алгоритмическое обеспечение АСУ ТП: терминология и основные понятия, условные обозначения на схемах алгоритмов работы АСУ ТП
30. Правила оформления схем соединений и подключений внешних проводок
31. Общие требования и правила выполнения схем. Условные обозначения типов и видов схем. Классифицирующие символы условных обозначений
32. Стадии и этапы создания и сопровождения АС
33. Организации – участники создания АС и их функции
34. Техническое задание на создание АС: состав, содержание и правила оформления
35. Требования, формулируемые в техническом задании к обеспечениям АС
36. Техническое задание на разработку новых нестандартных и специализированных изделий, связанных с автоматизацией объектов
37. Требования к содержанию документов, разрабатываемых при создании АС
38. Требования к содержанию документов, разрабатываемых при создании АС
...
5. Методы определения дебита нефтяных скважин.
Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции.
Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.
Для расчетов по стандартной формуле - D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:
• Высота водного столба;
• Производительность насоса;
• Статический и динамический уровень.
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.
Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.
Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.
Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.
Рассмотрим первую формулу:
N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).
Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:
N0 – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
Rk – радиус контурного питания;
Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.
Вторая формула имеет такой вид:
N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).
Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:
N – фактическая продуктивность; S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).
Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. .......
1. Система сигнализации: назначение, минимальный обязательный комплект, технические параметры отдельных элементов
2. Рулевой привод, рулевые усилители: назначение, устройство, принцип
3. Составные части ДВС и их назначение
4. Прибор классической системы зажигания ( параметры и работа)
...
1. Классификация систем автоматического регулирования по способу передачи и преобразования сигналов. САР непрерывного и дискретного действия. Формы преобразования непрерывной величины и дискретную.
2. Частотные характеристики линейных САР. Амплитудно-фазовая частотная характеристика САР и способы ее получения. Частные частотные характеристики САР и способы ее получения. Частные частотные характеристики : АЧХ, ФЧХ, ВЧХ, МЧХ, логарифмические частотные характеристики.
3. обратные связи САР. Передаточная функция звена, охваченного обратной связью. Применение обратных связей в автоматических устройствах.
4. оценка качества САР по амплитудным частотным характеристикам. Использование логарифмических частотных характеристик для анализа устойчивости САР.
...
СОДЕРЖАНИЕ
1. Регулирование по отклонению и возмущению. Задачи, решаемые инвариантными системами. Условие полной компенсации основного возмущения. Недостатки инвариантных систем и способы их преодоления.
2. Частотные характеристики линейных САР логарифмические АЧХ и их особенности. Связь частотных характеристик со статическими и динамическими свойствами САР.
3. Понятие детектирующих и недектирующих звеньев. Параллельное соединение динамических звеньев. Передаточная функция и АФЧХ параллельного соединения.
4. Понятие устойчивости САР. Связь устойчивости с корнями характеристического уравнения. Задачи, решаемые при исследовании устойчивости.
...
1 Межгосударственная система стандартизации (МГСС)
2 Ответственность за нарушение правил сертификации
3 Международные метрологические организации
4 Задачи международного сотрудничества в области стандартизации
5 Принципы глобального подхода к оценке и подтверждению соответствия
6 Цель, объекты и сферы распространения государственного метрологического контроля и надзора
Список использованной литературы
...
Содержание
1. Виды локальных САУ. классификация
2. ЛСАУ, предназначенные для отработки ступенчатого воздействия
3. ЛСАУ реализации линейно возрастающего сигнала
4. ЛСАУ предназначенные для отработки параболического сигнала
5. Метод коэффициента ошибок ЛСАУ
7.ЛСАУ предназначенные для отработки гармонического сигнала
8. Повышение точности ЛСАУ путем использования комбинированного управления
Ошибка системы определяется выражением
Ошибка системы определяется выражением
10. Промышленные ПИД регуляторы
11. Настройка регулятора на технический оптимум
12. Настройка регулятора на симметричный оптимум
13. Применение подчиненного регулирования в ЛСАУ
14. Модальный метод расчета регуляторов
15. Расчет корректора статики и корректора динамики модальным
методом
...
