Химико-металлургический факультет

Автоматизация производственных процессов на предприятиях

Нефтяной и газовой промышленности

Курс лекций для студентов дневной формы обучения специальности 140604 “Электропривод и автоматика промышленных установок

и технологических комплексов ”

Химико-металлургический факультет

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Составитель: С.К. Поликарпов

Санкт-Петербург

Введение

Настоящий курс посвящается проблемам синтеза систем управления современными предприятиями нефтегазового комплекса (НГК) и освещает последние результаты, которые достигнуты на предприятиях этой отрасли в РФ. В рамках курса рассматриваются последовательно следующие темы:

1.Структура и задачи АСУТП нефтегазового комплекса. Здесь подробно рассматривается концепция создания интегрированных автоматизированных систем управления технологическими процессами, ставших в наши дни основными.

2. Элементы проектирования распределенных автоматизированных систем управления. Стадии проектирования. Основные проектные документы. Правила составления функциональных схем автоматизации. Знакомство со схемами автоматизации АСУТП установок подготовки нефти и газа на промыслах. Структурные схемы комплексов технических средств (КТС).

3. Приборы контроля и управления технологическими процессами НГК.

4. Программируемые логические контроллеры (ПЛК). Выбор ПО для ПЛК.

5. Промышленные компьютеры (ПК). ПО для ПК и АРМ специалистов: SCADA- системы, операционные системы реального времени (ОСРВ). Выбор SCADA- системы и ОСРВ. Взаимодействие SCADA- системы с ПЛК.

6. Примеры построения программно-технических комплексов (ПТК). Автоматизированная система управления технологическими процессами нефтедобычи «АВ и КС». Автоматизированная система контроля и управления технологическим процессам нефтедобычи «Регион 2000». Опыт разработки и внедрения АСУТП установки подготовки нефти (УПН) на Усинском месторождении. Программно-технический комплекс (ПТК) «Сократ» для автоматизации, контроля и управления кустами скважин в реальном времени.

1.Структура и задачи автоматизированных

систем управления нефтегазового комплекса

Уровень прибыльности на предприятиях нефтегазового комплекса (НГК) позволяет не только успешно функционировать существующим предприятиям, но и делает привлекательной эту отрасль для капитальных вложений в оснащение этих предприятий современными интегрированными системами автоматизации. В нефтяной и газовой промышленности (НГП) накоплен большой опыт практики и внедрения средств автоматизации НГП, то-есть: – добычи, подготовки и транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов, газо- и водоснабжения.

В процессе создания единой информационно-управляющей системы отдельной компании НГП на базе интегрированной системы управлении предприятием (ИСУП) необходимо обеспечить дополнительную интеграцию локальных АСУТП в составе многоуровневой, многофункциональной интегрированной (ИАСУТП) НГП. Современные открытые информационные технологии, разработанные на базе международных стандартов, предоставляют широкие возможности для объединения отдельных средств автоматизации в единую (интегрированную) систему поддержки принятия решений.

Включение в интегрированную систему локальных АСУТП отдельных объектов НГП превращает их в интегрированные АСУТП, выполняющие не только функции SCADA-системы, но и обеспечивающие:

• доступ к единой базе данных (БД);
• сбор, предварительную обработку данных реального времени (РВ);
• экспертный анализ данных реального времени и данных ручного ввода;

Основными прикладными функциями интегрированной АСУТП являются:

· диагностика состояния и оперативное управление технологическим комплексом НГП;

· анализ балансов материальных и энергетических потоков в инженерных сетях НГП;

· оценка показателей качества продуктов и показателей технико-экономической эффективности для поддержания принятия решений и управления технологическими процессами по этим показателям.

Перспективным является применение методов и средств интеллектуальной обработки данных и реляционных структур данных, обеспечение удаленного доступа к базам данных с использованием Internet/Intranet-технологий.

Создание интегрированных АСУТП предполагает интеграцию:

- организационных,

- функциональных,

- информационных,

- программных,

- технических компонентов системы. Эти положения иллюстрируются табл.1.1.

Таблица 1.1

Компоненты системы	Основы интеграции
Организационные	Рациональное распределение и согласованность действий персонала в системе управления
Функциональные	Единство цели и согласованность критериев решения локальных задач управления на всех иерархических уровнях
Информационные	Единое информационное пространство, единая база данных
Программные	Взаимосвязанный комплекс задач алгоритмов, системных и прикладных программ
Технические	Объединение распределенных технических средств, локальных вычислительных сетей в корпоративную сеть на базе открытых международных стандартов

Различают три уровня интеграции: - высокий, -средний, -низкий.

Высокий уровень характеризуется использованием адаптивных балансных технико-экономических моделей процессов и объектов НГП и средств интеллектуального анализа данных реального времени.

Средний уровень предполагает использование открытых технологий и стандартов, жестких функциональных и логических моделей для контроля, анализа и управления НГП.

Основными функциональными признаками низкого уровня интеграции являются:

- традиционный подход к автоматизации и телемеханизации объектов НГП,

- автономное построение локальных АСУТП,

- жесткие алгоритмы управления объектами НГП.

В основе современных информационных технологий создания интегрированных АСУТП лежит процесс разработки системы моделей автоматизированного комплекса:

• имитационных моделей объекта управления и баз знаний;
• функциональных;
• логических и динамических моделей процессов автоматизации и управления.

Технической базой построения ИАСУТП являются программно-технические средства, реализованные в виде программируемых логических контроллеров (ПЛК), промышленных компьютеров (ПК) и технологических станций, пакетов прикладных программ (ППП), сетевых средств и т.п.

Для создания имитационных моделей объекта управления и баз данных могут быть использованы

программные комплексы G2 фирмы Gensym.

Для разработки динамических моделей процессов автоматизации в виде спецификаций ПЛК могут быть использован Isa GRAF фирмы CJ International..

Для разработки функциональных моделей целесообразно пользоваться Process Modeler 4.1.4 фирмы CJ International (ранее BPwin).

Для создания логических моделей подходит Erwin Data Modeler 4/1/4 фирмы CJ International, ранее ERwin.

Структура ИАСУТП включает в себя, как правило, не менее трех уровней:

1) нижний уровень управления (уровень локальных систем контроля и управления);

2) второй уровень управления (уровень управления участком, станцией, установкой подготовки нефти и газа);

3) уровень управления производством (АСУП).

Нижний уровень решает следующие задачи:

- сбор информации об измеряемых технологических параметрах процесса;

- выработка управляющих воздействий на технологический процесс с целью поддержания технологических параметров на заданных значениях или изменения их по определенным законам;

- сигнализация о выходе за заданные пределы;

- блокировка ошибочных действий персонала и управляющих устройств;

- противоаварийная защита процесса по факту аварийных событий.

Примерами таких подсистем в процессах добычи, подготовки нефти и газа к транспортировке,

самой транспортировке, конечной переработки нефти и газа являются подсистемы поддержания

температуры, давления, уровня, расхода и тд.

Второй технологический уровень – уровень установок, станций и участков. Основные задачи управления на этом уровне – согласованное управление агрегатами и блоками, управление по программам, управление системами вентиляции и пожаротушения, диагностика утечек из агрегатов, аварийные переключения агрегатов и трубопроводов. Ко второму уровню относят также

задачи управления по показателям качества и эффективности производства, сведение материальных балансов, генерация отчетов, диагностика и защита от сбоев, определение настроек управляющих устройств и уставок локальных регуляторов, изменение структуры локальных подсистем.

Основная проблема при построении подсистем второго уровня связана с трудностью получения оперативной информации о технологическом процессе. Решение задач второго уровня возможно только на основе широкого использования различных моделей технологических процессов для расчета показателей качества и технико-экономических показателей и моделей принятия решений.

Третий (организационно-технический) уровень связан с задачами управления и обеспечения безопасности промыслов, устройств подготовки нефти и газа (УПН), распределительно-наливных

устройств (РНУ), устройств транспортировки нефти (УТН). Общей задачей этого уровня является необходимость решения оптимизационных задач в условиях ограничений.

Следует отметить, что некоторые задачи второго и третьего уровней перекрываются и, в ряде случаев, оба уровня объединяются в один. Потоки информации между двумя уровнями также двунаправленные.

Особенно следует отметить перспективы использования информационных технологий непосредственно на самих нефтегазовых месторождениях. Речь идет о повышении эффективности разработки самих месторождений. Но эффективность на данном этапе в значительной степени определяется возможностью непрерывной автоматизации эксплуатационных режимов скважин (системы: пласт-скважина-насосная установка) в реальном времени. Такая оптимизация заключается в

точной подстройке режима работы насосной установки под меняющиеся добычные возможности пласта

при непрерывном контроле параметров скважины и насосной установки.

За рубежом оптимизацию работы системы пласт-скважина-насосная установка проводят с помощью так называемых скважинных технических средств с развитыми логико-инфомационными возможностями (Intelligent well technology – IWT).

Задействовано уже около 200 скважин, оснащенных IWT. Инвестиции сервисных и поставляющих компаний по IWT оценивается в 1млрд. долларов. Системы IWT позволяют увеличить дебиты и извлечения запасов, минимизировать затраты при разработке месторождений и более эффективно управлять пластом в реальном времени.

В отечественной практике существуют необходимые организационно-технические предпосылки для освоения и внедрения IWT-технологий. Среди факторов, способствующих успешному освоению

систем IWT, следует отметить:

- комплексная телемеханизация кустов скважин;

- освоение современных SCADA- систем и кустовых контроллеров как базы автоматизации;

- наличие погружной скважинной телеметрии и компьютеризированных станций нового поколения для контроля и управления насосными установками (например, производство Ижевского завода, предприятий «Электрон», «Борец», «Алнас», фирм REDA, Centrilift и др.);

- применение развитых информационных технологий мониторинга, моделирования и управления разработкой нефтегазовых месторождений.

В качестве эффективного типового ресурсосберегающего варианта IWT для отечественной нефтегазодобычи предлагается программно-технический комплекс СОКРАТ (см. главу 6).

В процессах подготовки нефти и газа к транспортировке, в процессах самой транспортировки и,

наконец, в процессах переработки нефтегазовых продуктов все большее распространение получает информационная Ethernet-технология, применяемая теперь не только на верхнем административном уровне, но и проникающая на цеховой уровень автоматизации. Этому способствует несколько причин. Во-первых, Ethernet – самая распространенная сетевая технология. Во-вторых, изменения, внесенные в

стандарт Ethernet в последние годы, сделали эту технологию достаточно привлекательной для решения задач промышленной автоматики. Речь идет о дополнениях, обеспечивающих возможность повышения быстродействия и позволяющих применять Ethernet в системах управления реального времени. Реализация требований стандартов Ethernet предоставила возможность снабжать потребителей определенными правилами управления сетью, формировать виртуальные локальные сети, разделяя суммарный трафик и выделяя фрагменты, поддерживающие режим реального времени. Кроме того, современные интегрированные АСУ ТП, базирующиеся на открытых стандартах, используют в коммуникационных структурах сети Ethernet и протоколы TCP/IP.

Одной из задач комплексной автоматизации является организация межсетевого обмена в масштабе всего предприятия на основе стандартной масштабируемой высокопроизводительной технологии.

Сеть Ethernet используется для организации информационного обмена между средним и

верхним уровнями автоматизированной системы, а также для связи локальных контроллеров на основе

протокола MBAP, что фактически является частным случаем реализации концепции Industrial Ethernet и шагом вперед в направлении унификации промышленных сетей.

ОАО «Нефтеавтоматика» была разработана распределенная АСУ ТП, где сетевые решения на цеховом уровне системы автоматизации реализованы на основе Ethernet – технологии и прикладного

протокола MBAP (Modbus Application Protocol) спецификации Open Modbus/TCP Specification.

Используя особенности данной разработки и накопленный опыт, ОАО «Нефтеавтоматика» планирует и в дальнейшем внедрять промышленный Ethernet в интегрированных АСУ ТП различного

назначения. Вместе с Ethernet, в качестве составляющих КТС ИАСУ ТП могут быть использованы средства, как отечественного, так и зарубежного производства, отвечающих требованиям открытых международных стандартов и позволяющих интегрировать в единую систему средства и изделия

различных фирм.