Автоматизация технологических процессов книга. Компетенций в новой среде обучения виртуальной среде профессиональной деятельности
 Скачать 24.89 Mb.
|
|
329 Для передачи данных реального времени от станций оператора на верхний уровень (сервер БД) используется установленный на них программнвга продукт Industrial клиент. Доступ основного контингента пользователей к данным осуществляется через сервер, который устанавливается на уровне сети предприятия. На этом же уровне установлены сервер базы данных реального времени и АРМы специалистов. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУ Т П К С П На АРМ инженера сопровождения установлен пакет RSLogix для поддержки программного обеспечения программируемых логических контроллеров ControlLogix. В основу программного обеспечения оперативного и административного уровней положен интегрированный комплекс программ для промышленной автоматизации FactorySuite фирмы Wonderware: InTouch - SCADA с лицензией на систему разработки для представления данных и управления технологическими процессами IndustrialSQL Server - реляционная СУБД реального времени - ActiveFactory Suite - пакет анализа производственных данных - SuiteVoyager - информационный портал для эффективной передачи информации и управления через Intranet/Internet; IndustrialSQL Server обеспечивает считывание и хранение данных с компьютеров оперативного уровня с привязкой к режиму реального времени и настроен для работы с большими объёмами числовой информации о технологических процессах. IndustrialSQL Server построен на основе Microsoft SQL Server, включает его в свой состав и поддерживает все современные стандартные механизмы доступа к данным, используемые в операционных системах Microsoft Windows. Поддержка механизмов ODBC, OLEDB, языка SQL облегчает интеграцию IndustrialSQL- сервера с другими, в том числе существующими элементами АСУ предприятия. Пакет ActiveFactory представляет собой набор специализированных средств, предназначенных для обработки и представления производственных данных реального времени, хранящихся в базе данных сервера. ActiveFactory прозрачно интегрируется с компонентами пакета Microsoft Office (Microsoft Word, Microsoft Excel), а также со системой InTouch. Этот пакет положен в основу АРМ инженера КИП и АРМов удалённых специалистов административного уровня. 330 Программное обеспечение SuiteVoyager (сервер) обеспечивает доступ удаленных пользователей к технологической информации через Интернет/Интранет. Источником информации для портала служит база данных сервера. Посредством SuiteVoyager можно удалённо просматривать рабочие окна АРМов операторских станций с помощью стандартного Web- браузера. 20.5. АСУТП ЦЕХА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ЦППД) НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ФИРМЫ EMERSON Цех является условным типовым объектом, аккумулирующим в себе все основные технологические составные части, используемые на объектах такого рода. Оборудование, эксплуатируемое на этих объектах, также является типовым для используемой в настоящее время технологии. В предлагаемом решении рассматривается АСУТП, содержащая наиболее полный набор реализуемых функций, позволяющая в максимальной степени исключить участие человека в текущем управлении и имеющая ряд других преимуществ. Все установки ЦППД в штатном режиме работают полностью автоматически и не имеют постоянно присутствующего на них персонала. Наблюдение за работой установок и управление ими производится из операторной, расположенной удалённо. Большой объём получаемой информации требует мощных аппаратных средстве обработки с широкими возможностями их масштабирования. Обоснованным является применение для построения АСУТП распределенной системы управления (DCS- системы, состоящей из программируемых контроллеров с развитыми средствами интерфейса друг с другом и широким спектром периферийных устройств. В число таких устройств должны входить и набор рабочих станций, обеспечивающий интерфейс чело век-машина, и возможность построения иерархической структуры управления с любым наперед заданным распределением управляющих функций между уровнями. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ Цех поддержания пластового давления включает водозаборную станцию, получающую воду от двух водозаборных скважин, 2 кустовые насосные станции, каждая из которых оборудована тремя агрегатами с центробежными насосами, 2-мя резервуарами, 331 дренажной ёмкостью с погружным насосом, дренажной ёмкостью сбора масла, блоком напорной гребенки и блоком дозированной подачи химреагента. Кроме этого, ЦППД содержит 100 нагнетательных скважин и 20 водораспределительных блоков. Принято, что водозаборные и нагнетательные скважины могут находиться на расстояниях от 100 м до 3 км от кустовой насосной и друг от друга. СТРУКТУРА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВА СУТ П Ц П П Д В качестве программно-аппаратных средств АСУТП выбрана распределенная система Delta V компании Emerson. Комплекс Delta V включает широкий набор программных и аппаратных компонентов и позволяет расширять свои возможности путём интеграции с продуктами других производителей. На структурной схеме (рис. 20.7) предлагаемого решения по автоматизации ЦППД представлены операторная, одна из двух кустовых насосных станций, водозаборная станция и водораспределительные блоки с нагнетательными скважинами. Сточки зрения иерархии уже традиционно просматриваются три уровня - нижний уровень - уровень объекта - средний уровень - уровень контроллеров - верхний уровень - уровень операторной. Нижний уровень системы управления включает в себя полевое оборудование, состоящее из датчиков и исполнительных устройств, установленных непосредственно на технологическом оборудовании. Подразумевается, что в системе управления используется полевое оборудование, хорошо зарекомендовавшее себя на практике и выпускаемое серийно. В рассматриваемом решении сделан акцент на максимально широкое использование интеллектуальной полевой шины Foundation Fieldbus. Эта шина позволяет связывать воедино до 16 интеллектуальных устройств по одной паре проводов на расстоянии дом без применения репитеров. Кардинально расширяется объём собираемой информации, в который может входить не только измеряемая величина, но и диагностическая информация об измерительном приборе, его калибровках, уставках. Появляется возможность дистанционно изменять характеристики устройств, оптимально адаптируя их к параметрам технологического процесса. Средний уровень системы - удаленные контроллеры Delta V кустовых насосных станций (на структурной схеме - одна) и контроллеры водораспределительных блоков ROC (Re mote Operated Controller). Эти контроллеры оборудованы ме- 332 Рис. Структурная схема АСУ Т П Ц П П Д стными пультами управления, источниками бесперебойного питания и способны работать автономно. Контроллер системы Delta V поддерживает большое количество модулей ввода/вывода различного типа и способен управлять всеми объектами КНС, включая насосные агрегаты так как насосные агрегаты поставляются комплектно со специализированной пусковой и защитной автоматикой, в рассматриваемой схеме связь агрегатной автоматики с контроллером осуществляется по интерфейсу RS485/Modbus. Для получения полной информации о состоянии насосных агрегатов на кустовых насосных станциях применена система мониторинга уровня вибраций и температур подшипников валов CSI4500MS. Эта система интегрирована в АСУТП посредством отдельного сегмента сети Ethernet, связывающего насосную станцию с контроллером Delta V. Компоненты верхнего уровня, размещённые в операторной и показанные на структурной схеме, включают в себя - основную рабочую станцию Профессиональная Плюс (Professional Plus); - две операторские станции (Operator Station); - архивный сервер (Historian Continuous), осуществляющий накопление исторических данных по всему цеху. В целях обеспечения сохранности исторических данных этот сервер оборудован отказоустойчивым дисковым массивом - интеграционную станцию, представляющую собой Станцию приложений (Application Station) с установленными на ней ОРС-компонентами, которая предоставляет каналы связи с вышестоящим уровнем управления и другим технологическим оборудованием. Связь с другими системами может осуществляться не только с помощью интерфейса ОРС, но и путём расширения управляющей сети Delta V, в которую могут быть легко интегрированы контроллеры Delta V других технологических объектов с целью их включения в общую АСУ ТП, а также дополнительные удаленные рабочие станции. Основная рабочая станция Профессиональная Плюс, являющаяся сервером базы данных о конфигурации системы Delta V и играющая наиболее важную роль в обеспечении работоспособности системы автоматизации, не используется в качестве постоянного рабочего места для оперативного управления технологическим процессом. В качестве панелей локального интерфейса на КНС и водораспределительных блоках могут быть использованы панели HMI, выпускаемые разными производителями. СЕТЕВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КОМПОНЕНТОВ АСУ Т П Для каналов связи системы Delta V, расположенных на кус товых насосных, предлагается использовать кабельные оптоволоконные линии связи, что является высоконадежными многократно проверенным решением. Не исключается возможность создания удалённых опорных пунктов, например, на базе далеко расположенной кустовой насосной станции, в которых размещается дежурный персонал и которые оборудованы всем необходимым, включая рабочую станцию с доступом для мониторинга и управления технологическими объектами, обслуживаемыми этим пунктом. Средством объединения всех контроллеров, серверов и рабочих станций системы управления в единое целое служит управляющая сеть Delta V, охватывающая все технологические установки ЦППД и операторную. Эта сеть строится на основе Ethernet и может содержать медные и оптоволоконные сегменты внутри помещений - на основе медной витой пары, между зданиями и до кустовых насосных станций - на основе оптического кабеля. Контроллеры ROC не имеют полевого интерфейса Fieldbus, поэтому для подключения датчиков с таким интерфейсом применены преобразователи интерфейсов Rosemount 3420. Преобразователь осуществляет доступ км полевым шинам Foundation FieldBus, используя интерфейс Ethernet или RS-485 (протоколы Modbus TCP/IP, Modbus RTU, ОРС). Связь контроллеров ROC водораспределительных блоков с верхним уровнем реализуется с помощью радиоканала. Рекомендованные конфигурации сетевых устройств (коммутаторов - Сетевой коммутатор 24 порта 10/100Base-TX (Cisco Catalyst С - Сетевой коммутатор 8 портов 10/100Base-TX. НАДЕЖНОСТЬ АСУ Т П Надежность системы автоматизации обеспечивается за счет применения высоконадежных приборов и исполнительных механизмов. Все полевые датчики с интеллектуальным интерфейсом обладают функциями самодиагностики. Контроллеры, источники питания и аппаратура связи также имеют высокие показатели надежности. Время наработки на отказ для системы из двух источников питания, нерезервированно го контроллера Delta V, сетевого концентратора и полного набо- 335 резервированного контроллера эти значения, соответственно, увеличиваются. Для контроллеров ROC среднее время наработки на отказ превышает 15 лета в составе с полевыми приборами и источниками питания - 12 лет или 96 тыс. ч. Глава 21 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА За последние годы газовая промышленность постепенно превратилась из топливной отрасли в фундамент топливно- энергетического комплекса России. Удельный вес природного газа в структуре производства первичных энергоресурсов страны постоянно растет и сегодня уже составляет более 50 %. Весь комплекс предприятий добычи, подготовки, транспорта, хранения, переработки, поставки и экспорта газа входит веди ную систему газоснабжения (ЕСГ) России. Уникальность ЕСГ России состоит в том, что эта система объединяет в своём составе многие десятки газовых и газоконденсатных месторождений с общим объёмом добычи почти 600 млрд м газа в год, больше сотни установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Протяженность газопроводов различного назначения достигает 150 тыс. км. На транспорт газа по сетям магистральных газопроводов работают сотни компрессорных станций, тысячи газоперекачиваю щих агрегатов. ЕСГ - это не только добыча и транспорта еще и распределение и учёт. В состав системы входят тысячи газораспределительных станций, огромное количество газоизмеритель ных станций и систем учёта газа. Все это говорит о том, что как объект управления ЕСГ России не имеет аналогов в мире. Управление ЕСГ России регламентируется отраслевой системой оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) и традиционно осуществляется иерархической многоуровневой системой - автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), включающей следующие уровни управления Центральный пункт диспетчерского управления (ЦПДУ) ОАО «Газпром». Центральные диспетчерские службы (ПДС) газодобываю щих, газотранспортных предприятий и предприятий подземного хранения газа. 336 Диспетчерские пункты (ДП) линейно-производственных управлений (ЛПУ), управлений магистральных газопроводов (УМГ), газопромысловых управлений (ГПУ, станций подземного хранения газа (СПХГ). Посты управления и операторные магистральных компрессорных станций (КС), объектов подземного хранения газа (УОГ, ГРП, КС), газораспределительных станций (ГРС), дожимных КС (ДКС) и установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Автоматизация нижнего уровня этой иерархической структуры, где речь идет об управлении технологическими объектами кусты газовых скважин, УКПГ, КС, ГРС и т.п.) многие годы осуществляется на базе автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП). АСУТП, как правило, представляет собой трёхуровневую систему управления, на втором уровне которой находятся локальные системы автоматического управления (САУ) технологическими объектами. Основными компонентами САУ являются устройства управления и регулирования (в более широком смысле - контроллеры, взаимодействующие с первым уровнем (объектом) посредством датчиков технологических параметров и исполнительных устройств - регулирующих клапанов, запорных кранов и т.п. Уровень САУ является источником технологической информации для всех вышестоящих уровней управления. Третий - верхний уровень АСУТП или уровень оперативно- производственной службы (ОПС) - представлен оперативным персоналом (операторы, диспетчеры, сменные инженеры) и про граммно-техническими средствами, которые должны обеспечивать реализацию функций оперативного контроля и управления - сбор информации от технических средств уровня систем автоматического управления - анализ полученных данных и их сопоставление с заданными планами - учти регистрация причин нарушений хода технологического процесса (сигнализация - регистрация основных технологических и хозрасчетных параметров - формирование и выдачу команд дистанционного управления - выдачу уставок регуляторам - ведение журналов, составление оперативных рапортов, отчетов и других документов - предоставление данных о ходе технологического процесса и состоянии оборудования в вышестоящие службы и т.д. От выбора программно-технических средств автоматизации, на базе которых построены АСУТП, зависит качество управления не только конкретными технологическими процессами. Все АСУТП единой системы газоснабжения объединены в общую систему диспетчеризации. На вышележащем по отношению к АСУТП уровне иерархической системы управления (диспетчерские пункты газопромысловых, линейно-производственных управлений, требуется оперативная и достоверная информация о технологических и хозрасчетных параметрах, на базе которой осуществляется управление всем комплексом объектов предприятия. Оперативный обмен информацией между уровнями управления возможен лишь в том случае, когда АСУТП оборудованы современными программно-техническими комплексами. Однако системы автоматизации многих объектов газовой отрасли устарели и морально, и физически. Нередко еще встречаются щитовые системы управления, до сих пор используется пневмоавтома тика и старая телемеханика. Управление исполнительными устройствами реализуется с отдельных пультов управления или панелей. Одна из задач настоящего учебника - показать современные решения по автоматизации технологических процессов добычи и подготовки газа. 21.1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Добыча пластового газа обеспечивается эксплуатационными скважинами, объединенными в кусты (2...5 скважин. Подключение кустов скважин к УКПГ осуществляется, как правило, по индивидуальным газопроводам-шлейфам. Иногда к одному шлейфу подключается 2 куста. В зависимости от многих факторов прокладка шлейфов может осуществляться надземными подземным способами. В условиях Крайнего Севера (вечная мерзлота) распространение получил надземный способ. На устье скважин пластовый газ имеет плюсовую температуру (10...30 С. Но так как в состав газового потока кроме углеводородов входит и пластовая вода, тов зимнее время, когда температура окружающей среды опускается до -20...-40 Си даже ниже, в шлейфах возможно появление рыхлых кристаллических структур, образованных соединениями воды и углеводородов гидратообразование. Гидратообразование способствует образованию пробок, что препятствует процессу доставки газа от скважин до УКПГ. Устранение гидратных пробок - сложная и дорогостоящая задача. Поэтому для предупреждения образования гидратов и борьбы сними на устья скважин вводят ингибиторы гликоли, метанол, раствор хлористого кальция, аммиак и др. 338 Наиболее часто для целей ингибирования гидратообразования на Российских газодобывающих предприятиях используют метанол. Автоматизация газовых скважин является важной и актуальной задачей. При всей своей важности эта задача до сих пор не имеет удовлетворительного технического решения как у нас в стране, таки за рубежом. Связано это с рядом особенностей рассматриваемых объектов. Во многих случаях скважины расположены в малообжитой удаленной местности, где отсутствует достаточная инфраструктура, постоянные источники электроснабжения ненадежны, а часто и вообще отсутствуют (неэлектрифи- цированные скважины. С другой стороны, до настоящего времени остается актуальной проблема измерения расхода газожидкостных потоков. Основными параметрами скважины являются устьевое давление, температура потока расход газа и жидкости, наличие механических примесей в потоке, вызывающих абразивный износ оборудования. Наличие полной и достоверной информации о параметрах работы скважин позволяет оперативно принимать решения по изменению режима их работы - не допускать преждевременного обводнения - предотвращать разрушение призабойной зоны пласта и образование песчаных пробок - не допускать остановок скважин при накоплении столба жидкости на забое - устанавливать энергосберегающий режим эксплуатации скважин, увеличивающий бескомпрессорный период их эксплуатации и обеспечивающий высокую степень извлечения углеводородов из недр - своевременно выполнять геолого-технические мероприятия, направленные на обеспечение работоспособности скважин и проводить оценку их эффективности. В большинстве проектных решений по обустройству газовых месторождений контроль за дебитом скважин предусматривался только через контрольный сепаратор (лучевая схема сбора. При кустовом расположении скважин предусматривалось два варианта контроля дебита использование передвижных сепарационных установок и введение в обвязку куста газовых скважин факельной измерительной линии (рис. 21.1). Наличие факельной линии позволяет проводить газодинамические исследования (ГДИ) для оценки дебита каждой скважины. Для проведения газодинамических исследований скважина отключается от сборного коллектора, и поток переводится на факельную линию куста. На выходе факельной линии устанавлива- |