что такое асу тп полевой уровень
Состав полевого оборудования в АСУ ТП.
Автоматизированная система управления (АСУ) технологическим процессом (ТП) – собирательный термин, имеющий отношение ко всему многообразию управляющих компьютерных устройств и их объединений, которые имеют целью обеспечить управление разнообразными процессами.
Рисунок 1 Обобщенная архитектура АСУ ТП
На рисунке 1 представлена схема комплекса технических средств многоуровневой системы управления, обобщающая многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности.
Структура АСУ ТП должна содержать следующие подсистемы:
1. Полевое оборудование, включающее в себя интеллектуальные средства измерения, контроля, регулирующие отсечные и запорные клапаны, электроприводы.
2. Кабельные линии связи, кроссовое оборудование.
3. Барьеры искробезопасности, нормирующие преобразователи.
5. Операторские станции – компьютеры, устройства на магнитных носителях, мониторы, печатающие устройства и так далее.
6. Кабельные, оптоволоконные и радиоканалы связи.
7. Система пожарной автоматики и контроля загазованности.
8. Система бесперебойного электропитания.
Нижний уровень(полевой) – уровень объекта (контроллерный) – включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций:
сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии
оборудования и параметрах технологического процесса;
автоматическое логическое управление и регулирование;
исполнение команд с пункта управления;
самодиагностика работы программного обеспечения и состояния самого контроллера;
обмен информацией с пунктами управления.
Так как информация в контроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.
В качестве локальных PLC в системах контроля и управления различными технологическими процессами в настоящее время применяются контроллеры как отечественных, так и зарубежных производителей. На рынке представлены многие десятки и даже сотни типов контроллеров, способных обрабатывать от нескольких десятков до нескольких тысяч и даже десятков тысяч переменных.
Разработка, отладка и исполнение программ контроллерами осуществляется с помощью специализированного программного обеспечения, широко представленного на рынке. Это, прежде всего, многочисленные пакеты программ для программирования контроллеров, предлагаемые производителями аппаратных средств. К этому же классу инструментального ПО относятся и пакеты ISaGRAF (CJ International France), InConrol (Wonderware, USA), Paradym 31 (Intellution, USA), имеющие открытую архитектуру.
Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня(см. рис. 1). В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. Некоторые из них перечислены ниже:
сбор данных с локальных контроллеров;
обработка данных, включая масштабирование;
поддержание единого времени в системе;
синхронизация работы подсистем;
организация архивов по выбранным параметрам;
обмен информацией между локальными контроллерами и верхним уровнем;
работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним уровнем;
резервирование каналов передачи данных и др.
Полевой уровень этой схемы (рисунок 1) составляют измерительные приборы и исполнительные механизмы. Приборы могут быть аналоговыми или цифровыми (интеллектуальными). Аналоговые представляют измеренную величину в форме определенного значения напряжения или силы тока. Цифровые приборы имеют встроенные логические схемы, они представляют измеренную величину в виде сигнала, соответствующего спецификации протокола передачи данных, определенного для этих устройств. Для обмена информацией с приборами первого вида необходимо использовать аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи. С приборами второго типа можно обмениваться информацией непосредственно по сети передачи данных.
Таким образом полевой уровень АСУ ТП относятся:
датчики и чувствительные элементы (ЧЭ) параметров хода производственного процесса;
усилители различного функционального назначения и различной физической природы;
переключательные и логические элементы;
исполнительные и логические элементы;
исполнительные сервоприводы различного функционального назначения и различной физической природы;
Применяющиеся для автоматизации производства датчики производственных параметров, обладающие электрическим выходом, можно подразделить на две группы:
Параметрические датчики изменяют в ответ на изменение измеряемого производственного параметра какой–либо свой параметр.
Чаще всего этим изменяемым параметром датчика является омического сопротивление его ЧЭ. Питание такого параметрического датчики осуществляется от внешнего источника энергии, и величина подводимой энергии во всем диапазоне измерений остается неизменной.
Характерным примером такого рода датчика может служить термометр сопротивления.
Генераторные датчики выдают на выход измерительный сигнал за счет собственной внутренней энергии и не нуждаются в каких–либо внешних источниках. Характерным примеров такого датчика может служить датчик скорости вращения тахогенератора.
К параметрическим датчикам относятся:
К генераторным датчикам относятся:
Развиваемая тахогенератором ЭДС может быть пропорциональной скорости вращения его ротора.
По принципу измерений устройства получения информации, используемые для автоматизации производственных процессов, подразделяются на измерительные системы с абсолютным отсчетом и измерительные системы с циклическими датчиками.
В измерительных системах с абсолютным отсчетом для каждого разряда измерения используется свой датчик, цена деления выходного сигнала которого соответствует данному разряду.
Измерительные системы с циклическими датчиками содержат один датчик точного отсчета, соответствующий младшему разряду измеряемой величины, а показания в более старших разрядах формируются путем подсчета числа циклов этого датчика.
Примерами обоих типов измерительных систем могут служить датчики координатных перемещений в газовых компрессорах, станках ЧПУ.
Названные выше компоненты нижнего уровня систем автоматизации производства служат для различного преобразования полученной информации и формирования на этой основе управляющих воздействий, поступающих на исполнительные устройства.
Исполнительные устройства являются последним звеном в системах управления и через согласующие механизмы воздействуют на режим функционирования управляемого объекта.
В зависимости от характера движения рабочего органа исполнительные устройства подразделяются на три группы:
исполнительные устройства с линейным движением;
исполнительные устройства с поворотным движением (т. е. с вращением в пределах одного оборота выходного вала);
исполнительные устройства с вращательным движением (т. е. с вращением, превышающим один оборот выходного вала).
По виду используемой энергии исполнительные устройства подразделяются на электрические, гидравлические и пневматические.
К электрическим исполнительным устройствам относятся различного рода электродвигатели, электромагнитные муфты, втяжные и поворотные электромагниты, электромагнитные реле, электромагнитные контакты и др.
Гидравлические исполнительные устройства включают в себя различного рода силовые цилиндры, поршневые двигатели, шестеренные двигатели, лопастные двигатели, управляемые клапаны и регуляторы и др.
Пневматические исполнительные устройства также включают в себя различного рода силовые цилиндры, поршневые и лопастные двигатели, управляемые клапаны, а также диафрагменные приводы (главным образом, для задач зажима) и др.
Промышленное программирование, или Пара слов об АСУ ТП
Есть такая профессия — производство автоматизировать. Аббревиатура АСУ ТП означает «автоматизированная система управления технологическим процессом» — это система, состоящая из персонала и совокупности оборудования с программным обеспечением, использующихся для автоматизации функций этого самого персонала по управлению промышленными объектами: электростанциями, котельными, насосными, водоочистными сооружениями, пищевыми, химическими, металлургическими заводами, нефтегазовыми объектами и т.д. и т.п.
Фактически, каждый человек, живущий не в лесу и пользующийся благами цивилизации, использует результаты труда предприятий, на которых функционируют АСУ ТП.
Иногда на эту тему проскакивают статьи и на хабре. Обычно они не пользуются особой популярностью, но всё же я хочу написать несколько обзорных статей об АСУ ТП в надежде рассказать хабравчанам что-то интересное (а возможно, кому-то даже полезное) и привлечь на хабр больше своих коллег.
Сначала пара слов о себе. Я только начинаю свой жизненный путь в автоматизации, опыт работы без малого два года. За это время побывал на нескольких газовых месторождениях, сейчас работаю на нефтяном.
Поскольку область обширная, несмотря ни на что развивающаяся, местами противоречивая и спорная, буду стараться обобщать не в ущерб достоверности, но не могу избежать перекоса в свою область — то оборудование, софт и сферу, с которыми лично я сталкивался.
Итак, программно-технический комплекс АСУ ТП делится на три уровня: верхний (компьютеры), средний (контроллеры), нижний (полевое оборудование, датчики, исполнительные механизмы). Про нижний уровень рассказывать не буду — слишком уж это далеко от от тематики хабра, да и статья получится слишком большая.
Верхний уровень
Верхний уровень — это серверы и пользовательские ПК (у нас они называются АРМ — автоматизированное рабочее место). Сюда выводится состояние технологического процесса, и отсюда при необходимости оператором подаются команды на изменение его параметров. Для упрощения разработки создано большое количество SCADA-систем (от англ. supervisory control and data acquisition — диспетчерское управление и сбор данных). Это в некотором роде расширенный аналог IDE, в котором скомпилированная «программа» и выполняется.
Системы SCADA
Вообще, если отброс ить академизм, то на предприятии для всех кроме асушников скада выглядит вот так: 
А если совсем не повезёт, то вот так: 
Подразумеваются два режима функционирования: режим разработки и режим выполнения (runtime). Не обязательно эти режимы взаимоисключающи: можно редактировать проект на одном АРМе, инженерном, заливать его, он обновится на пользовательских. Это очень важно — изменять проект без простоев и отключений, потому что технологический процесс прерывать нельзя, и операторы всегда должны иметь возможность его контролировать. В скаде создаются графические интерфейсы, настраиваются источники данных с полевых устройств, она отвечает за взаимодействие пользователя (оператора, диспетчера, технолога) с происходящим на производстве, а также за архивирование всех нужных данных в БД.
Архивирование — одна из обязательных функций, очень важно иметь возможность «вернуться назад во времени» для разбора полётов в случае чего-то непредвиденного либо для глобального анализа при медленных, длительных процессах. Например, недавно геологи попросили меня выгрузить табличкой данные по давлению нефти на скважинах за последний год.
Периодически скада складывает все собранные данные в БД. Их потом можно посмотреть в виде графиков (называем их трендами), а при необходимости, если оговорено в ТЗ на АСУТП, реализуется выгрузка в виде отчётов в эксель или ещё как-нибудь. Архивация сделана по-разному: в MS SQL; MS Access; в ту же MS SQL, но по своему хитрому алгоритму с дополнительной архивацией; а у кого-то вообще в свою собственную бинарную БД.
Особым пунктом в скадах идёт информирование оператора: текущие сообщения и аварийные. Они тоже обязательно архивируются. В общем виде сообщения делятся на текущие и важные (аварийные). Текущие прячут подальше, но журнал аварийных всегда выводится на экране оператора. К текстовым аварийным сообщениям привязываются звуковые, чтобы кто-нибудь не проспал ЧП 🙂
Рынок SCADA
Самыми распространёнными, по-моему, считаются скады производства Invensys Wonderware, Iconics, Siemens, Indusoft, AdAstra, Emerson, Rockwell Automation.
Я лично работал с виндовыми: Invensys Wonderware InTouch и более мощной System Platform, с Iconics Genesis32 — и с (пока ещё?) малоизвестной B&R APROL под SLES (формально, это не совсем скада, а покруче — из-под апрола программируются и сами контроллеры).
По поисковым запросам, например, SCADA, HMI можно посмотреть примеры интерфейсов и мнемосхем.
Внешний вид и юзабилити по приоритету, увы, находятся на последнем месте. Причём, это касается не только рантайма, но и разработки. Для разработки в каждой скаде существуют как минимум дефолтные библиотеки символов — от кнопок и прочих контролов до графических изображений насосов, труб, задвижек, ёмкостей. Здесь-то и могли бы умные разработчики SCADA-пакетов (не путать с нами, асушниками — разработчиками проектов в этих пакетах) добиться принципиального преимущества над конкурентами, сделав продуманные библиотеки, из которых бы даже самый далёкий от дизайна и юзабилити инженер при всём нежелании делал бы гуманные интерфейсы и мнемосхемы. К сожалению, сейчас эта сфера идёт по пути экстенсивного развития, по которому развивалась IT до недавнего времени — наращивание функционала, добавление плюшек, больше, выше, сильнее, harder, better, stronger, и о пользователях пока думают мало.
Средний уровень
Средний уровень — ПЛК, программируемые логические контроллеры. Здесь всё достаточно просто, чаще всего физически ПЛК состоят из отдельных модулей. Для программирования у каждого ПЛК есть своя среда разработки, иногда она объединена со средой для создания SCADA.
Состав ПЛК
Контроллер B&R серии X20
Зачем нужен блок питания — понятно. БП сделан отдельным именно модулем, а не устройством, чтобы гарантировать совместимость с данной линейкой ПЛК. Чаще всего входное напряжение у БП 220 В переменного тока, выходное — 24 В постоянного тока.
Процессорный модуль — это голова ПЛК. Внутри у него, само собой, ЦПУ, ОЗУ и ПЗУ, сервисный порт для прошивки и, возможно, коммуникационный порт (ethernet, RS232/422/485, Profibus, etc). Иногда коммуникационный порт используется и как сервисный. Иногда на модуле есть переключатель (у Allen Bradley ещё круче — там натуральный ключ с замочной скважиной) для перевода ПЛК в различные режимы работы. Отдельной кнопки включения/выключения нет, в лучшем случае — тот переключатель, иначе, если есть питание — ПЛК запускается, а выключается и перезагружается «по-варварски» отключением питания.
Контроллер Allen Bradley серии CompactLogix
Дискретные и аналоговые модули обрабатывают соответствующие сигналы. Входные модули принимают эти сигналы с поля, выходные — формируют их.
Дискретный сигнал — это обычно напряжение цепи 24 вольта. Есть 24 — это «1», нет — «0». Бывают модули на 220В, есть модули с проверкой целостности цепи. Дискретные сигналы, приходящие с поля, могут информировать, например, о состоянии насоса включен/выключен. Управляющие дискретные сигналы могут запускать либо останавливать этот насос. Оптимизация здесь не оправдана, поэтому на запуск будет отдельная цепь, на останов — отдельная.
Модули I/O одного типа могут быть объединены: например, один модуль с 16 дискретными входами и 16 дискретными выходами.
Аналоговые входные сигналы — это приходят показания с датчиков. Здесь чаще всего используется токовая петля 4-20 мА, в соотетствие которой ставятся пределы измерения датчика. Начинается от 4 мА для диагностирования обрыва цепи (если меньше 4 мА, значит где-то что-то не в порядке с проводкой).
Рассмотрим на примере уровня жидкости в резервуаре. Стоит уровнемер, он измеряет уровень от 0 до 2 метров. Тогда: уровень 0 метров — это 4 мА, уровень 2 метра — это 20 мА. Промежуточные значения калибруются по ситуации, не всегда 1 метр соответствует 4+(20-4)/2=12 мА, может быть небольшая погрешность, уровень в 1 метр может быть какие-нибудь 12,7553 мА.
Аналоговые выходные — то же, только на управление. Не встречал чтобы использовалось, т.к. всегда существуют наводки. В измерении это допустимая погрешность, в управлении — нет. Да и неудобно это. Вместо них используется цифровая передача данных по различным протоколам через коммуникационные модули.
Температурные модули замеряют сопротивление в цепи либо термо-ЭДС. Если на них подключаются термометры сопротивления — при нагревании металла его сопротивление, по законам физики, повышается, соответственно определяется температура. Если подключается термопара (два спаянных проводника из разных металлов, при нагревании стыка возникает разность потенциалов между другими концами), замеряется напряжение.
Интерфейсные (или коммуникационные) модули предоставляют нам порты под RJ45, DB9, DB15, просто клеммники или что ещё бог производителю на душу положит. Помимо реализации непосредственно интерфейса (физического разъёма под коннектор, физического уровня модели OSI) они также реализуют протокол обмена через этот разъём.
Протоколы и интерфейсы
Протоколов напридумывали и используют кучу: ModBus (RTU, TCP, ASCII), Profibus, Profinet, CAN, HART, DF1, DH485 и т.д. Некоторые особо хитрые производители реализуют свои протоколы поверх общепринятых.
Я достаточно тесно знаком с интерфейсами RS232/485 и протоколами Modbus. RS232 это всем знакомый COM-порт, с тремя основными линиями: Tx (transmit, передача), Rx (recieve, получение) и GND (ground, земля). RS485 это асинхронный полудуплексный последовательный интерфейс по 2 проводам (совмещённые Tx/Rx+ и Tx/Rx-) или 4 проводам (отдельно Tx+, Tx-, Rx+, Rx-) с разностью потенциалов на каждой паре от 2 до 10 вольт.
А модбас это в общем-то нехитрая штука, с проверкой целостности пакета по чексумме, подтверждением доставки и корректности запроса — или ответом, почему запрос неверен. В сети модбас есть два вида устройств: master — инициирует обмен; slave — выполняет запросы мастера. Пакет от мастера расходится ко всем слейвам, которые сравнивают адрес назначения со своим, если сходится, то смотрят следующие два байта — это команда работы с регистрами памяти — чтение/запись (за исключением нескольких редко используемых служебных команд), потом байты адреса и непосредственно данных, в конце чексумма. Достаточно подробно и понятно расписано на википедии.
Программная начинка
Первое, что нужно сказать, программа в ПЛК выполняется циклически с определённой частотой. Возможности зависят от контроллера, обычно это где-то 20, 50, 250 мс, 1, 2, 3, 4, 5 с. Естественно, это не гарантирует выполнение кода именно за такой промежуток времени, нельзя большие программы пихать в цикл 20 мс, к началу следующего цикла предыдущий должен быть завершён.
Второе, это языки программирования. По идее программируются ПЛК на языках, определённых стандартом МЭК61131:
Это «по идее». Но, например, Siemens придерживается своего наименования языков, а у B&R есть возможность писать на ANSI C.
Самые используемые контроллеры, безоговорочно, у Siemens и Allen Bradley (последним, к слову, принадлежит Rockwell Automation со своей линейкой SCADA-пакетов RSView). За ними по пятам идут Schneider Electric; ОВЕН; General Electric; AutomationDirect; ICP DAS; Advantech; Mitsubishi Electric; B&R.
Нижний уровень системы АСУ ТП
Полевой нижний уровень системы управления включает датчики, исполнительные механизмы, вспомогательное оборудование, обеспечивающее подготовку проб для различных измерений, промежуточное усиление сигналов и другие вспомогательные функции.
Полевой уровень АСУ ТП образуют датчики непосредственного контроля и прямого действия с натуральным или нормированным выходом, контактные концевые выключатели арматуры (или бесконтактные преобразователи информации о конечных положениях арматуры), контактные реле, органы местного управления, в том числе аварийные кнопки. Нижний уровень предусматривает возможность аварийного оперативного отключения основных механизмов и задвижек в случае отказа контроллеров и операторских станций системы.
Аппаратура полевого уровня предназначена для измерений «по месту» (в случае, регламентированном нормативными документами), а также сбора и передачи информации в ПТК.
В качестве датчиков используется сертифицированная в России аппаратура, а так же поставляемая комплектно с оборудованием.
Аппаратура полевого уровня решает задачи измерения всех физических величин, необходимых для эксплуатации и техобслуживания технологического оборудования, а именно:
Для входных аналоговых сигналов давления, уровня, расхода, состава среды предусматривается сигнал 4-20мА с поддержкой технологии HART, для дискретных 0-60В и 0-220В, для измерения температуры – натуральный сигнал термопар и термосопротивлений.
ПТК и локальные системы автоматического управления (САУ) должны на среднем и верхнем уровне поддерживать возможность прием и выдачу данных по протоколу HART и интегрироваться с программными продуктами AMS, которые используются для диагностики и конфигурации полевого оборудования.
Для повышения надёжности системы защит используется принцип измерения тремя независимыми приборами (датчиками).
Вся полевая аппаратура должна соответствовать следующим требованиям:
Датчики должны устанавливаются непосредственно на вблизи мест отборов на специальных металлоконструкциях.
В качестве исполнительных механизмов регулирующих клапанов и запорной арматуры предусматриваются приводы Российского и зарубежного производства.
Питание запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) осуществляется со сборок задвижек отечественных производителей или зарубежного производства. Сборки устанавливаются в специально предусмотренном для них помещении сборок задвижек.
Связи ПТК с источниками сигналов, панелями, сборками РТЗО, шкафами и сборками механизмов собственных нужд выполняются кабелями внешних связей. Кабели присоединяются к аппаратуре с помощью клеммных колодок. Все связи аппаратуры ПТК с датчиками (источниками аналоговой и дискретной информации), со сборками задвижек и другими системами выполняются кабелем с медными жилами, с изоляцией, не поддерживающей горение. Для сигналов 4-20мА и =24В кабель экранированный. Типы кабелей уточняются на стадии рабочего проектирования.
Кабели связей должны группировать следующим образом:
Каждая группа кабелей должна прокладывается в отдельных металлических коробах. Дублированные кабели прокладываются в раздельных коробах. Короба закрываются металлическими крышками. Участки кабелей, проходящие вне короба, прокладываются в стальных защитных трубах или лотках. Проектирование кабельных связей ведется таким образом, чтобы исключалось влияние силовых кабелей на кабели внешних связей КТС АСУ ТП.
Короба для прокладки кабелей должны заземляться на общестанционный контур заземления. Экраны кабелей внешних связей со стороны сборок задвижек, датчиков и других систем изолированы по всей длине кабеля от любых металлических частей оборудования, соединяемого с общим контуром заземления.
Что такое асу тп полевой уровень
10.1 Нижний уровень оборудования, полевой (Input/Output-Field level)
В автоматизированных системах применяют электрические, пневматические, гидравлические и комбинированные устройства, которые управляются соответствующими сигналами
У цифровых датчиков сигнал на выходе кодируется в последовательность импульсов определенного формата, в соответствии с протоколом сети, в которой они используются.
Примеры промышленных датчиков.
Рис.26 Промышленные датчики
В настоящее время в автоматизированных системах все более широко применяют интеллектуальны е датчик и (smart sensor), которые имеют :
2. усилители, для усиления сигнала с первичного преобразователя, мультиплексоры для выбора первичного преобразователя, встроенны й аналогово цифровой, вторичный, преобразователь (АЦП),
5. память для записи значений параметров, сетев ого адрес а, данные для выполнения функций коррекции, автоматическ ой калибровк и и компенсаци и нелинейностей датчик а, самодиагностики и выбора режима работы.
6. д ополнительным блоком может являться устройство местной индикации
Интеллектуальные датчики в пределах сети должны обладать свойством взаимозаменяемости, в частности иметь один и тот же протокол обмена и физический интерфейс связи, а также нормированные метрологические характеристики и возможность смены адреса перед заменой датчика.
Датчик может быть включ ен в проводную или беспроводную сеть датчиков.
Примеры интеллектуальных датчиков:
Рис. 28 Интеллектуальные датчики.
Контрольно измерительные приборы
Рис.29. Контрольно измерительные приборы
2. Исполнительный механизм ( Actuator)
Часто исполнительное устройство в целом, называют исполнительным механизмом (ИМ)
В зависимости от вида потребляемой энергии ИМ подразделяются на:
Рис. 30 Разновидности исполнительных механизмов.
Электрические исполнительные устройства являются наиболее распространенными и разделаются на следующие типы:
Примеры электрических исполнительных механизмов:
Регулирующий клапан с электрическим ИМ. 
Драйвер шагового двигатела 
Прямоходовой ИМ 
Рис. 31 Примеры электрических исполнительных механизмов.
Рис. 32 Примеры применения прямоходового механизма.
Рис. 33. Устройство электромагнитной муфты.
При подаче тока в электромагнит через контактные кольца 4, возникает магнитное поле, которое сцепляет ротор1 и якорь 2 и вращение с ведущего вала передается на ведомый.
Пневматические и гидравлические ИМ
Рис. 34 Принцип работы пневматических ИМ.
Где а, б, в,- мембранные; г- поршневой; д- сильфонный; е- лопастный.
Управление направлением движения таких ИМ осуществляется с помощью специальных распределителей, которые получают управляющие сигналы (электрические, пневматические, гидравлические, механические) от соответствующего управляющего устройства.
Рис. 35. Мембранный исполнительный механизм.
Рис. 36 Пневматические поршневые исполнительные механизмы.
Рис.37. Гидравлические исполнительные механизмы.
К устройствам цифровой гидравлической сервотехники относятся ротационные и линейные приводы с механическим или электрическим управлением, а также управляемые регуляторы расхода и предохранительные клапаны. Управляемые цифровые гидравлические приводы различных типов применяются в станках и технологическом оборудовании с ЧПУ средней точности, промышленных роботах, вспомогательных механизмах для регулирования скорости движения серводвигателей. См. http://elvip.ru/?p=290#more-290.
Интеллектуальные исполнительные механизмы (Smart actuators)
совершать сложные траекторные движения;
адаптироваться к изменениям внешней среды;
изменять и расширять диапазон регулирования скорости, ускорения, момента,
координировать свои перемещения с другими ИМ;
установить направление движения привода в случае пропадания управляющего сигнала;
выбрать метод остановки привода: по достижению конечного положения или по превышению момента;
поддерживают сетевые протоколы и могут обмениваться цифровой информацией через сетевой интерфейс с другими участниками информационной сети.
Рис. 38 Структурная схема интеллектуального ИМ (рисунок автора).
СИ- сетевой интерфейс;
МК- микроконтроллер( запись информации в память, обмен информацией контроллера с силовым преобразователем, датчиком и, при необходимости, вышестоящей управляющей ЭВМ осуществляется на основе стандартных интерфейсов) ;
УУ- усилительное устройство (управляемые выпрямители, широтно-импульсные преобразователи, преобразователи частоты, усилители мощности переменного тока).
ДВ-двигатель( асинхронные трехфазные двигатели, исполнительные асинхронные микродвигатели, исполнительные двигатели постоянного тока, синхронные шаговые двигатели).;
РО- регулирующий орган;
ДП- датчик положения регулирующего органа для преобразования механических величин (скорость, перемещение) в электрический сигнал( энкодер).
Примеры интеллектуальных ИМ Рис.39.
