Основы автоматизации технологических процессов нефтегазового производства

Содержание 1. Определение 2. Основные компоненты 3. Архитектура 4. Примеры Введение  В настоящее время микропроцессорная техника внедряется во все сферы деятельности человека. И современную автоматизацию трудно представить без участия в ней микропроцессорных средств. Взять хотя бы компьютер, знакомый всем со школьной скамьи. А ведь этот самый компьютер - одно из важнейших программно-технических средств автоматизации.  Есть еще одно микропроцессорное устройство, хорошо известное в кругу специалистов по автоматизации, - контроллер. Как и компьютер, контроллер - обязательный компонент любой современной системы управления.  Контроллер получил свое название от слова control - управление. Уже из названия становится понятным, что основное на значение этого устройства - управление. Первая основная область применения контроллеров (80-е годы прошлого столетия) –  дискретные системы управления, в основу функционирования, которых положена логика. Так появилось название этих устройств, сохранившееся до настоящего времени программируемые логические контроллеры ( ПЛК).  Следует отметить, что современные ПЛК далеко ушли в своем развитии от ранних представителей этого класса технических средств автоматизации. За последние 8-10 лет существенно расширились их функции и вычислительные возможности. Сегодня ПЛК способны решать задачи по управлению сложными объектами как в непрерывных, так и в дискретных производствах.  В иерархии уровней АСУТП (автоматизированной системы управления технологическими процессами) ПЛК занимают определенный уровень - первый или нижний Компоненты  На их основе строятся системы автоматического управления (САУ) отдельными аппаратами, установками или блоками технологического процесса. Функционирование САУ происходит без постоянного присутствия обслуживающего персонала в автоматическом режиме по алгоритмам и программам, созданным на стадии проектирования системы управления (прикладное ПО - программное обеспечение).  Объект управления в этой иерархии представлен измерительными преобразователями ( ИП ) различных технологических параметров - давления, уровня, температуры, расхода и т.д., а так же исполнительными устройствами ( ИУ) - регулирующими клапанами, кранами, задвижками. С помощью этих технических средств САУ осуществляют сбор данных, характеризующих со стояние объекта, и реализуют управляющие воздействия на объект в целях обеспечения заданных (экономически целесообразных) режимов его функционирования. Компоненты  Уровень оперативно-производственной службы (ОПС) - в дальнейшем изложении материала второй или верхний уровень АСУТП - реализует оперативное и режимное управление технологическим процессом. Основные составляющие этого уровня - оперативный персонал (операторы, диспетчеры, специалисты) и  «свои» программно-технические средства. К их числу, прежде Компоненты всего, относятся компьютеры, на базе которых создаются автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специалистов, и серверы баз данных, в основу функционирования которых положено прикладное ПО. Присутствие оперативного персонала на этом уровне и определило само название системы - АСУТП (автоматизированная система управления технологическим процессом). Понятие «автоматизированная» по определению предполагает участие человека в управлении. Таким образом, АСУТП - это человеко-машинная система. Функциональный состав  Упрощенная структура комплекса программнотехнических средств АСУТП представлена на рисунке. Просматриваются два уровня - уровень локальных ПЛК, взаимодействующих с объектом посредством датчиков и исполнительных устройств, и уровень оперативного управления технологическим процессом (сервер, АРМ оператора).  Такое представление АСУТП предполагает обозначение средств, обеспечивающих взаимодействие нижнего и верхнего уровней. Из рисунка, видно, что такими средствами являются вычислительные сети. Функциональный состав В небольших системах управления локальные ПЛК могут на прямую по сети взаимодействовать с сервером и АРМ (без интерфейсного контроллера). Но имеется достаточно большое число проектов АСУТП, предусматривающих в своей структуре интерфейсные контроллеры (концентраторы). Функции ПЛК  В зависимости от задач, решаемых системой управления, контроллеры способны выполнять широкий набор функций. К основным (базовым) функциям локальных контроллеров относятся:  - сбор и первичная обработка информации о параметрах технологического процесса и состоянии оборудования;  - хранение технологической и вспомогательной информации;  - автоматическая обработка технологической информации;  - формирование управляющих воздействий - дискретное управление и регулирование;  - исполнение команд с пункта управления;  - самодиагностика контроллера;  - обмен информацией с верхним уровнем управления. Функции ПЛК  Функция «Сбор и первичная обработка информации» подразумевает:  - циклический опрос устройств связи с объектом ( УСО);  - аналогово-цифровое преобразование сигналов;  - первичную обработку сигналов для компенсации воздействия помех (фильтрация сигналов);  - определение достоверности информации по отклонениям сигналов датчиков за пределы измерительного диапазона.  Функция «Хранение технологической и вспомогательной ин формации» обеспечивает запись и хранение в памяти контроллера технологических данных и данных, обеспечивающих заданный режим работы технологического оборудования. Данная функция также обеспечивает сохранность информации при отказах технических средств или питания. Функции ПЛК  Реализация функции «Автоматическая обработка технологи ческой информации, формирование управляющих воздействий» предполагает дискретное управление в соответствии с алгоритмами управления, разработанными на этапе проектирования системы, и регулирование (стабилизация технологических параметров на заданном уровне) по стандартным тили специализированным алгоритмам.  Функция «Исполнение команд с пункта управления» обеспечивает возможность вмешательства оперативного персонала в автоматическое ведение технологического процесса. При этом оперативный персонал может осуществлять пуск, отключение, переключение технологического оборудования, а также выполнять режимное управление процессом - задавать уставки регулирования, уровни срабатывания блокировок, сигнализаций,  алгоритмов автоматического ввода резервного оборудования и др. Функции ПЛК  Функция «Самодиагностика контроллера» включает в себя проверку работоспособности как технических, так и программных средств контроллера с оповещением оперативного персонала.  Функция «Обмен информацией» является одной из важнейших функций контроллера. Эта функция осуществляется в автоматическом режиме и реализуется специализированными средствами контроллера с использованием протоколов приема/передачи данных. Архитектура Информация (данные) от датчиков технологических параметров (Д) объекта управления поступает на вход контроллера ( УСО - устройство связи с объектом). Одна из главных функций УСО - преобразование физического сигнала (напряжения, тока) в цифровой код. Ядром контроллера является микропроцессор ( ЦПУ - центральное процессорное устройство) Архитектура  Производителями контроллеров был найден ряд конструктивных решений, обеспечивающих быструю замену вышедших из строя компонентов без отключения самого контроллера, наглядную идентификацию состояния каждого из компонентов контроллера, хороший дизайн. Главным во всех этих решениях является модульный принцип построения контроллера Архитектура Корпус контроллера с модулям  Смысл этого решения состоит в том, что платы контроллера стали помещать в пластиковые (редко в металлические) корпуса и назвали модулями. С внешней стороны модуля имеется стандартный разъём для установки его на системную шину контроллера, а также клеммы (разъёмы) для подключения внешних сигналов. Архитектура  Таким образом, в функциональный состав контроллера входят:  - базовая плата;  - модуль питания;  - модуль процессора;  - модуль сопроцессора;  - модули ввода/вывода;  - коммуникационные модули. Архитектура  В типовой архитектуре современной системы управления (АСУТП) явно просматриваются два уровня:  - уровень локальных контроллеров, взаимодействующих с объектом управления посредством датчиков и исполнительных устройств;  - уровень оперативного управления технологическим процессом, основными компонентами которого являются серверы и рабочие станции операторов/диспетчеров.  В качестве локальных контроллеров могут использоваться ПЛК различных производителей.  На верхнем уровне процесс сбора данных и управления строится с помощью человеко-машинного интерфейса ( HMI - Human Machine Interface), установленного на рабочей станции (АРМ оператора). История появления SCADA систем  В зависимости от конкретной системы верхний уровень управления может быть реализован на базе одиночной рабочей станции или нескольких рабочих станций, серверов, АРМ специалистов и руководителей, объединённых в локальную сеть Ethernet.  Напомним функциональные обязанности операторов/диспетчеров. Это:  - регистрация значений основных технологических и хозрасчетных параметров;  - анализ полученных данных и их сопоставление со сменно- суточными заданиями и календарными планами;  - учёт и регистрация причин нарушений хода технологического процесса;  - ведение журналов, составление оперативных рапортов, отчётов и других документов;  - предоставление данных о ходе технологического процесса и состоянии оборудования в вышестоящие службы и т.д. История появления SCADA систем  Раньше в операторной (диспетчерской) находился щит управления (отсюда - щитовая). Для установок и технологических процессов с несколькими сотнями параметров контроля и регулирования длина щита могла достигать нескольких десятков метров, а количество приборов на них измерялось многими десятками, а иногда и сотнями. Среди этих приборов были и показывающие (шкала и указатель), и самопишущие (кроме шкалы и указателя еще и диаграммная бумага с пером), и сигнализирующие. В определенное время оператор, обходя щит, записывал показания приборов в журнал. Так решалась задача сбора и регистрации информации.  В приборах, обслуживающих регулируемые параметры, имелись устройства для настройки задания регулятору и для перехода с автоматического режима управления на ручное (дистанционное).  Здесь же, рядом с приборами, находились многочисленные кнопки, тумблеры и рубильники для включения и отключения различного технологического оборудования. Таким образом решались задачи дистанционного управления технологическими параметрами и оборудованием.  Над щитом управления (как правило, на стене) находилась мнемосхема технологического процесса с изображенными на ней технологическими аппаратами, материальными потоками и многочисленными лампами сигнализации зеленого, желтого и красного (аварийного) цвета. Эти лампы начинали мигать при возникновении нештатной ситуации. В особо опасных ситуациях предусматривалась возможность подачи звукового сигнала (сирена) для быстрого предупреждения всего оперативного персона ла. Так решались задачи, связанные с сигнализацией нарушений  История появления SCADA систем  технологического регламента (отклонений текущих значений технологических параметров от заданных, отказа оборудования).  С появлением в операторной/диспетчерской компьютеров было естественным часть функций, связанных со сбором, регистрацией, обработкой и отображением информации, определением нештатных (аварийных) ситуаций, ведением документации, отчетов, переложить на компьютеры. Еще во времена первых управляющих вычислительных машин с монохромными алфавитно- цифровыми дисплеями на этих дисплеях усилиями энтузиастов- разработчиков уже создавались «псевдографические» изображения - прообраз современной графики. Уже тогда системы обеспечивали сбор, обработку, отображение информации, ввод команд и данных оператором, архивирование и протоколирование хода процесса.  Появление ЭВМ, а затем и персональных компьютеров вовлекло в процесс создания операторского интерфейса программистов. Они хорошо владеют компьютером, языками про программирования и способны писать сложные программы. Для этого программисту нужен лишь алгоритм (формализованная схема решения задачи). Но беда в том, что программист, как правило, не владеет технологией, не «понимает» технологического процесса. Поэтому для разработки алгоритмов надо было привлекать специалистов-технологов, например, инженеров по автоматизации. История появления SCADA систем  Выход из этой ситуации был найден в создании методов  «программирования без реального программирования», доступных для понимания не только программисту, но и инженеру- технологу. В результате появились программные пакеты для создания интерфейса «человек-машина» (Man/Humain Machine Interface, MM I/ HMI). За рубежом это программное обеспечение получило название SCADA (Supervisory ControlAnd Data Acquisition - супервизорное/диспетчерское управление и сбор данных), так как предназначалось оно для разработки и функциональной поддержки АРМов операторов/диспетчеров в АСУТП. Функции SCADA систем  Таким образом, базовый набор функций SCADA-систем предопределен ролью этого программного обеспечения в системах управления ( HMI) и реализован практически во всех пакетах. Это:   - сбор информации с устройств нижнего уровня (датчиков, контроллеров);  - приём и передача команд оператора ^ диспетчера на контроллеры и исполнительные устройства ( дистанционное управление объектами);  - сетевое взаимодействие с информационной системой пред приятия (с вышестоящими службами);  - отображение параметров технологического о процесса и со стояния оборудования с помощью мнемосхем | таблиц, графиков и т.п. в удобной для восприятия форме;  - оповещение эксплуатационного персонала об аварийных ситуациях и событиях, связанных с контролируемым технологическим процессом и функционированием программноаппаратных средств АСУ ТП с регистрацией действий персонала в аварийных ситуациях.  - хранение полученной информации в Архивах;  - представление текущих и накопленных (архивных) данных в виде графиков (тренды);  - вторичная обработка информации;  - формирование сводок и других ответных документов по созданным на этапе проектирования шаблонам. Свободное взаимодействие Распространение архитектуры «клиент-сервер» стало возможным благодаря развитию и широкому внедрению в практику концепции открытых систем. Главной причиной появления и развития концепции открытых систем явились проблемы взаимодействия программно-аппаратных средств в локальных компьютерных сетях. Решить эти проблемы можно было только путем международной стандартизации программных и аппаратных интерфейсов. Концепция открытых систем предполагает свободное взаимодействие программных средств SCADA с программно-техничес кими средствами разных производителей. Это актуально, так как для современных систем автоматизации характерна высокая степень интеграции большого количества компонент. В системе автоматизации кроме объекта управлений задействован целый комплекс программно-аппаратных средств: датчики и исполни тельные устройства, контроллеры, серверы баз данных, рабочие станции операторов, АРМы специалистов и руководителей и т.д. Свободное взаимодействие  Реализация этой задачи требует от SCADA-системы наличия типовых протоколов обмена с наиболее популярными промышленными сетями, такими, как Profibus, ControlNet, Modbus и дру гими.  С другой стороны, SCADA-системы должны поддерживать интерфейс и со стандартными информационными сетями (Ethernet, Fast Ethernet) с использованием стандартных протоколов (TCP /IP) для обмена данными с компонентами распределенной системы управления.  Практически любая SCADA-система имеет в своем составе базу данных реального времени и подсистему архивирования данных. Но подсистема архивирования не предназначена для длительного хранения больших массивов информации (месяцы и годы). Информация в ней периодически обновляется, иначе для нее просто не хватит места. Рассматриваемый здесь класс программного обеспечения (SCADA-системы) предназначен для обеспечения текущей и архивной информацией оперативного персонала, ответственного за непосредственное управление технологическим процессом. OPC сервер ОРС - это аббревиатура от OLE for Process Control (OLE для управления процессами). Технология ОРС основана на разработанной компанией Microsoft технологии OLE (Object Linking and Embedding встраивание и связывание объектов). ОРС представляет собой коммуникационный стандарт, поддерживающий взаимодействие между полевыми устройствами, контроллерами и приложениями разных производителей. ОРС-взаимодействие основано на клиент-серверной архитектуре. ОРС-клиент (например, SCADA) , вызывая определенные функции объекта ОРС-сервера, подписывается на получение определенных данных с определенной частотой. В свою очередь, ОРС-сервер, опросив физическое устройство, вызывает известные функции клиента, уведомляя его о получении данных и передавая сами данные. Эксплуатационные характеристики  К этой группе можно отнести:  - удобство интерфейса среды разработки (это качество обеспечивается применением Window s-подобных интерфейсов), полнота и наглядность представления функций системы на экране, удобство и информативность контекстных и оперативных под сказок, справочной системы;   - качество документации - полнота, ясность и наглядность описания системы, применение установившейся терминологии, русификация, уровень русификации (экраны, подсказки, справочная система, системные сообщения, документация);  - полнота/недостаточность средств диагностики состояния системы при сбоях и отказах, нарушениях внешних связей; трудоёмкость и уровень автоматизации работ при инсталляции и конфигурировании системы; возможности внесения изменений в систему без её остановки и т.д.  - положение программного продукта на рынке: дилерская сеть, консультационная поддержка, наличие «горячей линии», обучение, условия обновления версий (upgrade), количество инсталляций и т.д. DCS - СИСТЕМЫ  DCS-системой (Distributed Control System) принято называть большую систему управления, поставляемую в полном комплекте одним производителем. В комплект системы входят контроллеры (управляющие процессоры), платы и модули ввода/вывода, сетевое оборудование, рабочие станции, программное обеспечение - как правило, все от одного производителя. DCS - СИСТЕМЫ  Производителями DCS-систем являются зарубежные компании. В России эти системы появились в девяностые годы 20го века. К наиболее популярным системам этого класса, нашедшим широкое применение на российском рынке автоматизации, следует отнести:  - I/A Series (компания Foxboro);  - RS/3, Delta-V (компания Emerson);  - TDS3000, PlantScape, Experion (компания Honeywell);  - Centum 1000, Centum 3000 (компания Yokogawa).  Раньше DCS-системы разрабатывались для автоматизации непрерывных технологических процессов. Сегодня область применения этих систем - автоматизация и непрерывных, и дискретных процессов. DCS - СИСТЕМЫ  Функционально DCS-системы отличаются от систем, построенных на базе ПЛК, следующими свойствами:  • База данных распределена между контроллерами, но выглядит единой с точки зрения инженера.  • Программное обеспечение для программирования управляющих процессоров (контроллеров) и разработки операторского интерфейса тесно интегрировано в систему.  • Обработка тревог (алармов) и событий начинается на уровне контроллеров и реализуется без усилий со стороны разработчика.  • Возможность резервирования любого компонента системы (контроллер, модуль ввода/вывода, операторские станции) на аппаратном уровне и без настройки программного обеспечения.  Все это, разумеется, делает начальную цену DCS-систем более высокой по сравнению с системами на базе ПЛК, но значительно снижает время разработки и внедрения. АВТ О М АТ И ЗА Ц И Я ОБЪЕК Т О В Д О Б Ы Ч И, ПОД Г О Т ОВК И Н Е Ф Т И Схема основных технологически х объектов нефтяного промысла: 1 - газлифтные скважины ( ГЛС ) ; 2 - скважины, оборудованные Ш Г Н ; 3 - скважины, оборудованные ЭЦН ; 4 - фонтанные скважины ( Ф С ) ; 5 нагнетательные скважины ( НС ) Описание процесса  Поднятая на поверхность различными способами (фонтанным, насосным, газлифтным) нефть от скважин по скважинным коллекторам направляется на групповую замерную установку(ГЗУ) . Скважины поочередно подключаются к замерной установке для определения их дебита по жидкой и газовой фазам.  После замера нефть попадает в промысловый коллектор. Что бы её «протолкнуть» до центрального пункта сбора (ЦПС) или установки подготовки нефти (УПН) , используют дожимные насосные станции (ДНС) . Здесь из нефти частично отделяют газ и воду (в сепараторах и отстойниках), а затем с помощью насосов транспортируют до ЦПС или УПН.  Установки предварительного сброса пластовых вод (УПСВ) могут включать в свой состав отстойники и технологические резервуары, где нефть отстаивается, и из нее частично выделяются вода и газ.  Частично обезвоженная нефть попадает на УПН, в состав которых включены сепарационные установки (СУ) , предназначенные для дегазации нефти, установки обезвоживания и обессоливания.  Описание процесса  установки стабилизации (УС) для выделения из нефти легких углеводородных фракций. Метан/этан/пропан/бутановые фракции имеют достаточно низкую температуру кипения и могут быть потеряны в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам.  Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк (резервуары), откуда её насосами через узлы коммерческого учёта готовой продукции (УУ) подают в магистральный нефтепровод.  Пластовая вода, выделенная из нефтяной эмульсии на установках предварительного сброса вод, установках подготовки нефти, поступает на установку очистки пластовых вод (УОПВ) , после чего её снова закачивают в пласт через водораспределительные блоки (ВРБ) и нагнетательные скважины с помощью кустовой насосной станции (КНС) для улучшения притока нефти к забоям эксплуатационных скважин.  Газ, выделенный на технологических аппаратах УПСВ и УПН, направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) . Часть этого газа подаётся компрессорной станцией (КС) на газораспределительную установку (ГРУ) , а затем - в затрубное пространство нефтяных скважин, эксплуатируемых газлифтным методом. Автоматизация процесса  Автоматизация технологического объекта подразумевает реализацию следующих функций:  - измерение значений технологических параметров (темпера туры, давления, расхода, уровня, влагосодержания, вибрации и т.д.);  - автоматическое регулирование технологических параметров процесса (стабилизация технологических параметров на задан ном уровне);  - автоматизированное дискретное управление режимами работы технологического оборудования;  - сигнализация отклонений технологических параметров от заданных значений, сигнализация состояния кранов (открыт/ закрыт) и задвижек, а также оборудования (агрегат включен/ выключен и т.п.);  - противоаварийная защита оборудования.  При измерении технологического параметра сигнал от измерительного преобразователя (ток, напряжение стандартного диапазона) по кабелю передается на контроллер, где подвергается первичной обработке (аналогово-цифровое преобразование, проверка на достоверность, фильтрация помех). От контроллера цифровой код по сети поступает на АРМ оператора, который видит на экране монитора значение параметра в размерном виде. Если при разработке системы управления была заложена функция регистрации этого параметра, то это значение будет внесено в исторический архив с возможностью просмотра значений параметра за произвольный отрезок времени Упрощенные схемы автоматизации Пример: АСУТП ЦЕХА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА (ЦДНГ) НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ФИРМЫ CONTROL MICROSYSTEMS  ЦДНГ включает в свой состав следующие объекты:  • кусты нефтяных скважин;  • водозаборные скважины;  • дожимную насосную станцию;  • модульные кустовые насосные станции МКНС-1 , МКНС-2;  • коммерческий узел учета газа;  • коммерческий узел учета нефти.  Добывающие скважины эксплуатируются как фонтанным, так и механизированным способом (ШГН, ЭЦН). Для измерения дебита кусты скважин оборудованы АГЗУ.  Дожимная насосная станция предназначена для подачи нефти на установку подготовки нефти. ДНС имеет в своем составе два центробежных насоса, два сепаратора, четыре теплообменника, Пример объекта автоматизации  блок дозирования реагента, два резервуара (нефть и пластовая вода), узел оперативного учёта нефти.  Модульные кустовые насосные станции снабжены двумя насосными агрегатами (каждая).  Система предназначена для выполнения функций:  • дистанционного контроля состояния и управления технологическим и электротехническим оборудованием на объектах ЦДНГ (добывающие и нагнетательные скважины, ГЗУ, МКНС, БНГ, ДНС, УПН), а также сбора, хранения, обработки и выдачи технологической информации специалистам функциональных служб;  • оперативного учёта добываемых нефти, газа и воды;  • учёта воды, закачиваемой в нагнетательные скважины;  • поддержания заданного технологического режима нефтедобычи и анализа причин отклонения от заданного режима;  • анализа распределения добычи нефти по фонду нефтяных скважин, продуктивным пластам, по бригадам;  • оценки и анализа недобора нефти из-за простоя технологического оборудования скважин, анализа отказов технологического оборудования, времени наработки. Пример объекта автоматизации  В структуре системы выделены следующие уровни:  • Нижний уровень - первичные приборы (датчики, преобразователи) на контролируемых объектах (скважины, кусты скважин, объекты ППД, технологические объекты на площадках ДН С и УПН);  • Средний уровень - локальные системы контроля и управления (контроллеры);  • Верхний уровень - уровень местного ДП на УПН, уровень местного ДП на ДНС, уровень ДП системы в административно- бытовом комплексе (АБК) ЦДНГ.  Комплекс технических средств (КТС) нижнего уровня представлен датчиками давления, температуры, уровня, расхо- да различных производителей. В системе управления используются также станции управления ЭЦН «Борец11ТМ1», станции управления насосным агрегатом М КНС «САУНА-4», вихревой расходомер-счетчик газа «ВРСГ-1» на узле коммерческого учёта газа, установки измерения дебита жидкости типа «Электрон». Схема автоматизации ЦДНГ Вопросы??