Автоматизированная система управления установкой подготовки попутного нефтяного газа

Описывается автоматизированная система управления основными технологическими процессами установки подготовки попутного нефтяного газа. Рассмотрены вопросы выбора полевых средств автоматизации, применения PC-совместимых контроллеров в режиме «горячего» резервирования, реализации функций АСУТП с использованием современных программных средств.

Введение

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи и представляет собой смесь углеводородных газов и прочих компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Отсутствие у нефтедобывающих предприятий подготовленной инфраструктуры для сбора, подготовки, переработки и транспортировки попутного газа приводит к тому, что его сжигают на факелах. При этом теряется ценный природный ресурс, который может использоваться как топливо в энергетике или сырье в нефтехимической промышленности, загрязняется атмосфера и ухудшается экологическая обстановка (глобальное потепление, кислотные осадки и изменение климата). В Республике Казахстан по данным Министерства энергетики и минеральных ресурсов ежегодно сжигается на факелах 2,5-3 млрд. м3 попутного и природного газа, что является серьезной проблемой освоения нефтяных и газовых месторождений. Поэтому коммерческая разработка месторождений запрещена нефтедобывающим компаниям, не имеющим программ по утилизации попутного газа, согласованных с государственными структурами. В рамках такой программы в компании ТОО «Емир-Ойл» (Казахстан) был реализован инвестиционный проект строительства установки подготовки попутного нефтяного газа к транспорту. Цель проекта – подготовка попутных газов месторождений Долинное и Аксаз к подаче на газораспределительный пункт (ГРП) для последующей транспортировки к конечным потребителям, а также получение широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) для использования на собственные нужды компании. Инвестором и генеральным подрядчиком проекта выступила швейцарская фирма Ecotechnic Chemical AG.

Описание объекта автоматизации

Технологическое оборудование установки размещено на площадках двух месторождений, расстояние между которыми составляет 8 км. На площадке месторождения Долинное расположен одноступенчатый эжекторный блок, в котором давление газа повышается до 0,7 МПа для обеспечения его транспортировки по трубопроводу на площадку месторождения Аксаз, фреоновая холодильная установка и блоки сепараторов. Основное технологическое оборудование установки расположено на площадке месторождения Аксаз, в том числе двухступенчатый эжекторный блок, который обеспечивает повышение давления газа до 1,2 МПа, фреоновая холодильная установка для охлаждения газового потока до -8 °С, блок разделителя, блок регенерации насыщенного диэтиленгликоля. Фрагмент технологической установки приведен на рисунке 1. Особенностью технологического процесса, разработанного ООО «САПР-Нефтехим» г. Москва, является использование эжекторов для повышения давления низконапорного попутного газа в отличие от традиционных решений с применением компрессорного оборудования. Попутный газ подается в эжекторный блок в качестве пассивного (инжектируемого) потока. Рабочим потоком служит вода, которая подается в эжекторы насосами с давлением до 6 МПа. Разделение смеси газа и воды осуществляется в сепараторах. Вода из сепараторов поступает на прием насосов эжекторных блоков, а газовый поток охлаждается во фреоновой холодильной установке и затем поступает в трехфазный разделитель, где отделяется от сконденсировавшихся углеводородов и раствора диэтиленгликоля, который используется для экстракции из газа паров воды. После рекуперации холода осушенный газ выдается с установки в трубопровод на ГРП. Все оборудование изготовлено в блочном исполнении и размещено на открытых площадках, за исключением насосов эжекторных блоков, установленных в помещениях. Процесс относится к классу взрывоопасности В-1г, кроме насосных помещений, которые относятся к обычным невзрывоопасным зонам.

Фрагмент технологической установки
Рис. 1. Фрагмент технологической установки

К числу основных задач, которые необходимо было решить при создании АСУТП, относились следующие:

Проектирование АСУТП основных технологических процессов и полевых КИПиА блочного оборудования, изготовление, конфигурирование, тестирование и поставка заказчику программно-технического комплекса (ПТК), пуско-наладочные работы по вводу системы в эксплуатацию были выполнены научно-технической фирмой «Инкотех» и ее дочерним предприятием НПФ «НефтеГаз-Автоматика».

Основные функции АСУТП

АСУТП «Газ» выполняет следующие основные функции:

Информационная нагрузка АСУТП составила 230 сигналов ввода/вывода, из них 108 аналоговых сигналов. 44 сигнала – искробезопасные. Количественно информационные сигналы распределились между технологическими площадками месторождений Аксаз и Долинное в соотношении 75 % и 25 %.

Структура комплекса технических средств

Структура комплекса технических средств определяет эффективность, надежность работы и удобство эксплуатации АСУТП. При разработке структуры комплекса технических средств были учтены требования, предъявляемые к современным системам управления, тенденции развития средств автоматизации и сетей передачи данных, а также пожелания заказчика в части ценовых категорий оборудования, которое было использовано для создания системы управления. АСУТП имеет трехуровневую структуру (рис. 2). Нижний уровень АСУТП составляют полевые средства автоматизации: контрольно-измерительные приборы, исполнительные механизмы аналогового и дискретного действия. Средний уровень предназначен для программно-логического управления процессом по заданным алгоритмам на основе программируемых контроллеров и устройств связи с объектом (УСО). Основой верхнего уровня АСУТП являются автоматизированные рабочие места на основе персональных компьютеров для осуществления функций оперативного диспетчерского контроля и управления технологическим процессом.

Структура комплекса технических средств АСУТП «Газ»
Рис. 2. Структура комплекса технических средств АСУТП «Газ»

Полевые средства автоматизации

Для контроля параметров процесса были выбраны контрольно-измерительные приборы преимущественно российского производства:

Уровни рабочих сред в аппаратах контролируются при помощи буйковых уровнемеров серии 12300 фирмы Dresser-Masoneilan и байпасных магнитных указателей уровня серии BNA фирмы KSR-Kuebler.

Датчики, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, приняты с видом взрывозащиты «искробезопасная электрическая цепь».

Для аналогового и позиционного регулирования применены малогабаритные клапаны КМР и КМО производства ПНФ ЛГ «Автоматика» с взрывозащищенными электроприводами Drehmo Standard для регулирующих клапанов и МЭПК для клапанов, работающих в режиме «открыт/закрыт».

При подготовке заказных спецификаций и согласовании контрактов на поставку полевых КИП был использован программный комплекс для выбора средств измерения КИП-Эскперт [1], разработанный НТФ «Инкотех», что позволило выполнить эту часть проекта в самые короткие сроки.

Средний уровень АСУТП

Логико-программное управление процессом реализовано на базе PC-совместимых контроллеров UNO-2160CE фирмы Advantech.

Для построения надежной системы управления технологическим процессом используется «горячее» резервирование контроллеров как ключевых элементов системы управления. Оба контроллера, за исключением сетевых IP-адресов, являются идентично сконфигурированными системами, связанными между собой по двум независимым Ethernet-каналам и интерфейсу RS-232. Исполнение программы управления, работу с модулями ввода/вывода и взаимодействие с подсистемой верхнего уровня выполняет активный контроллер. Активным считается контроллер, успешно прошедший диагностику своих компонентов и первым начавший работу с модулями ввода/вывода, второй при этом становится пассивным. Пассивный контроллер синхронизирует данные с активным и выполняет мониторинг его работоспособности. При отказе активного контроллера (центрального процессора, программного обеспечения, сетевых интерфейсов или полевых шин) пассивный контроллер принимает на себя управление, становясь активным.

Для повышения надежности сетевого обмена в системе применяется резервирование сетей Ethernet. В шкафу контроллеров установлено два 5-ти портовых коммутатора Ethernet ADAM-6520. Контроллеры UNO-2160 имеют по два интерфейса сети Ethernet, подключенных к двум независимым подсетям, по которым обеспечивается параллельный обмен данными.

Для приема и выдачи сигналов в системе с резервированием контроллеров используется архитектура удаленного ввода/вывода. УСО подключаются к трем независимым полевым шинам RS-485. Каждая из этих шин подключена к обоим контроллерам через отдельные конвертеры RS-485 в RS-232 ADAM-4520. Распределение устройств между шинами RS-485 выполнено по функциональному назначению:

Для ввода/вывода сигналов использованы модули фирмы ICP-DAS двух серий:

Ввод искробезопасных сигналов осуществляется через барьеры искрозащиты серии D1000 фирмы G.M. International.

Оборудование среднего уровня размещается в шкафах управления следующих типов:

Шкаф контроллеров и средств коммуникаций КСК-А
Рис. 3. Шкаф контроллеров и средств коммуникаций КСК-А

Шкаф контроля технологических параметров КТП-А
Рис. 4. Шкаф контроля технологических параметров КТП-А

Конструктивы шкафов предназначены для одностороннего доступа и имеют габаритные размеры 800 (ш) х 2000 (в) х 400 (г) мм.

С учетом распределения сигналов между технологическими площадками для обслуживания площадки Аксаз предусмотрено четыре шкафа управления – по одному каждого из вышеперечисленных типов, для обслуживания площадки Долинное два шкафа – один для управления задвижками и один комбинированный – с контроллерами и модулями связи.

В шкафах управления электроприводами клапанов и задвижек размещены однотипные аппаратные схемы, включающие пусковую аппаратуру, промежуточные реле и комбинированные модули дискретного ввода/вывода для сбора и передачи в контроллер сигналов, характеризующих положение арматуры, а также формирования команд управления – вперед, назад, стоп. Один модуль обслуживает один исполнительный механизм. Количество исполнительных механизмов, управление которыми может осуществляться от одного шкафа, определяется в зависимости от потребностей проекта и может составлять до 12.

Пусковая аппаратура для управления электроприводами насосов и АВО установлена на щитах в помещениях силового управления. Связь контроллеров со схемами управления электроприводами реализована посредством модулей ввода/вывода дискретных сигналов серии I-8000.

Технические средства среднего уровня запитываются напряжением 24 В постоянного тока от дублированных блоков питания серии DLP фирмы Lambda, выходы которых объединены через диодные модули. Отсутствие напряжения на выходе любого из блоков питания сигнализируется в АСУТП с указанием места установки и номера неисправного блока.

Верхний уровень АСУТП

Основой подсистемы верхнего уровня АСУТП является автоматизированное рабочее место оператора (АРМО), которое располагается в блоке контроля и управления на площадке Аксаз. В состав АРМ оператора входит следующее основное оборудование:

Оборудование АРМО смонтировано в операторском пульте, в секциях которого размещаются системные блоки ПЭВМ, устройства бесперебойного питания и средства коммуникации. На столешнице пульта размещены мониторы, клавиатура и манипулятор курсора. Для удобства работы оператора управление технологическим процессом возможно посредством взаимодействия с любой из двух ПЭВМ с использованием одного комплекта клавиатуры и мыши. Второй комплект располагается на выдвижной полке под столешницей пульта и используется как резервный. Обработка информации, поступающей из контроллеров, выполняется независимо каждой ПЭВМ АРМО, что позволяет обеспечить высокий уровень надежности системы отображения. Визуализация технологического процесса осуществляется одновременно на мониторах обеих ПЭВМ АРМО с обеспечением доступа к разнородной информации – фрагментам мнемосхемы, графикам, сообщениям, рапортам.

АРМ оператора площадки Долинное реализовано на базе офисной ПЭВМ с одним монитором.

ПЭВМ АРМО и управляющие контроллеры, обслуживающие одну технологическую площадку, объединены в резервированную локальную вычислительную сеть Ethernet. В случае отказа компонентов одной подсети рабочие станции и контроллеры продолжают обмен информацией по резервной подсети.

АРМ операторов и шкафы управления АСУТП «Газ» размещаются в блоках контроля и управления (БКУ) контейнерного типа, расположенных возле технологических площадок.

Программное обеспечение

Контроллеры UNO-2160CE поставляются с предустановленной операционной системой Windows CE 5.0, которая обеспечивает выполнение задач в режиме реального времени, поддерживает многозадачность, надежна и стабильна в работе, имеет встроенные драйверы для работы с различными устройствами – сетевыми картами, твердотельными дисками, стандартной клавиатурой и др.

ПЭВМ АРМ операторов работают под управлением операционной системы Windows XP SP2.

Программы управления контроллеров и проекты отображения технологических процессов для АРМ операторов были созданы при помощи системы технологического программирования на языке ТехноСи версии 2.0 и SCADA-пакета ViSA 7.5, разработанных НТФ «Инкотех».

Программы управления контроллеров

Основой системы технологического программирования является язык ТехноСи, синтаксически схожий с распространенным языком C. В состав системы входят следующие основные компоненты:

Стандартные библиотеки и драйверы системы ТехноСи реализованы в виде стандартных динамически загружаемых библиотек. При необходимости их состав может расширяться пользователем – процедуры создания и подключения библиотек подробно описаны в справочной документации, поставляемой с системой.

Стандартный драйвер устройств ввода/вывода, поставляемый с системой программирования ТехноСи, поддерживает различные протоколы и обеспечивает работу с устройствами ADAM4000/ADAM5000, I7000/I8000, Modbus RTU, Modbus ASCII, FIELDPOINT, HART. Так, например, в рассматриваемом проекте были одновременно использованы протоколы:

Встроенная в программные компоненты языка ТехноСи поддержка дублирования контроллеров, сетевых интерфейсов и полевых шин значительно повышает надежность системы управления. При этом для пользователя работа с дублированным контроллером не отличается от работы с одинарным контроллером – при создании проекта требуется указать всего лишь несколько дополнительных настроек.

Подробное описание возможностей системы технологического программирования ТехноСи приведено в [2].

Одним из преимуществ использования пакета, которое было особо отмечено при проведении пуско-наладочных работ, являются простота и удобство изменения и перезагрузки программ управления в контроллерах. Изменения в управляющие программы вносятся без остановки выполнения задач и соответственно без нарушений технологического процесса и потерь информации о состоянии объектов управления.

Мощный отладчик обеспечивает сетевой и локальный режим отладки программы и предоставляет возможность отслеживать выполнение программы по шагам с входом и без входа в функцию, а также выполнять программы с точками фиксации по заданным операторам. Отладчик обеспечивает выполнение различных видов остановов: в точке, в точке по условию, по изменению глобальной или локальной переменной, по выдаче технологического сообщения с указанным текстом.

Контуры аналогового регулирования технологических параметров были реализованы на базе ПИ-алгоритмов из стандартной библиотеки функциональных блоков. Для решения нетиповых задач, таких, как управление исполнительными механизмами и противоаварийная защита оборудования, на языке ТехноСи были разработаны новые функциональные блоки с учетом особенностей аппаратных схем управления и требований безопасности технологического процесса.

Интерфейс оператора

Система визуализации технологического процесса, предназначенная для обеспечения взаимодействия оперативного персонала с АСУТП, выполняет следующие основные функции:

Фрагмент мнемосхемы технологического процесса
Рис. 5. Фрагмент мнемосхемы технологического процесса

Доступ к основным функциям системы осуществляется с главной панели управления, содержащей кнопки для вызова окон просмотра сообщений, графиков и рапортов, панелей настроек, а также квитации сообщений о нарушениях параметрами предупредительных и предаварийных границ и неисправностях оборудования. Переход между фрагментами мнемосхемы выполняется путем выбора нужного фрагмента из списка или контекстно – между фрагментами смежных стадий установки.

Для управления контурами регулирования технологических параметров и исполнительными механизмами предназначены виртуальные панели (рис. 6), позволяющие оператору установить режим работы – местный, дистанционный или автоматический, изменить величину управляющего воздействия в дистанционном режиме или задания в автоматическом режиме, подать команду управления на исполнительный механизм.

Панели управления: контуром аналогового регулирования, электрозадвижкой
Рис. 6. Панели управления: контуром аналогового регулирования, электрозадвижкой

На отдельных фрагментах представлены структурные схемы противоаварийной защиты (ПАЗ). В левой части структурной схемы (рис. 7) приведены параметры системы ПАЗ, в правой – исполнительные механизмы, которые переводятся в безопасное состояние/положение при возникновении предаварийной ситуации. Для каждого параметра системы ПАЗ предусмотрены блокировочные и деблокировочные ключи, которые позволяют соответственно прекратить опрос датчика с целью имитации в системе измеряемого значения или временно вывести параметр из системы ПАЗ. Установка ключей возможна только для пользователей с соответствующим уровнем доступа и может использоваться для проведения наладочных, ремонтных работ, а также проверки работоспособности системы защиты в имитационном режиме на неработающей установке.


Рис. 7. Фрагмент структурной схемы противоаварийной защиты

Для минимизации возможных некорректных действий оперативного персонала в операционной системе (ОС) ПЭВМ АРМ настроен специальный профиль оператора, в котором исключена возможность обращения к любым пользовательским функциям ОС. Оператор имеет возможность работать только с системой визуализации технологического процесса, которая запускается автоматически при загрузке профиля. Профиль администратора, в котором могут производиться необходимые настройки системного и прикладного программного обеспечения, защищен паролем, и доступ к нему имеет только инженер АСУТП.

Обучение операторов было проведено на этапе пуско-наладочных работ. Уже после трех дней интенсивного тренинга операторы демонстрировали уверенные навыки работы с основными функциями системы, что свидетельствует о ее простоте и доступности для освоения.

Выводы

АСУТП «Газ» сдана в эксплуатацию в декабре 2008 г.

Успешная работа системы подтвердила правильность принятых проектных решений и наглядно продемонстрировала принципиальную возможность создания надежной АСУТП, отвечающей всем необходимым функциональным требованиям, на базе PC-совместимых аппаратных и программных средств, предоставляющих инвесторам и заказчикам серьезное ценовое преимущество в сравнении с использованием классических ПЛК.
Актуальность проблемы утилизации попутных нефтяных газов и в Казахстане, и в Российской Федерации, создает благоприятные предпосылки для тиражирования как технологических решений, реализованных в этом проекте, так и системы управления, которая построена по модульному принципу и может легко модифицироваться для применения на других аналогичных объектах.

Важный аспект разработанной автоматизированной системы управления технологическим процессом состоит в том, что ее программное обеспечение позволило одновременно с отладкой и настройкой системы управления обеспечить исследование сложных взаимосвязей параметров в процессе каталитической конверсии олефинов. Усовершенствования технологической схемы требовали частой корректировки алгоритмов управления и системы отображения. Это стало возможным, благодаря использованию разработанных в НТФ "Инкотех" пакета программирования ТехноСи 2.1 и SCADA ViSA 7.5.