АСУ ТП установки подготовки газа с расширенной функциональностью системы ПАЗ

Введение

В конце прошлого века в условиях снижения добычи нефти на Урале, в Западной Сибири и Поволжье, связанной с постепенным уменьшением местных залежей нефти и газа, внимание российских и иностранных нефтяных компаний стали привлекать перспективные территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП). Тимано-Печорская НГП, включающая территории Республики Коми, Не­нец­кого АО, а также небольшой части Пермского края, много десятилетий вы­­­­зывает интерес как крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.

По состоянию на начало 2011 года в Тимано-Печорской НГП открыто не­сколько сотен нефтяных и газовых мес­торождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд т, газа – 643,5 млрд м³. На­коп­ленная добыча на месторождениях про­­винции составила 404,8 млн т неф­ти, 395,4 млрд м3 свободного газа, 46,9 млн т конденсата. Тимано-Печор­ская НГП имеет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородного сырья в течение длительного пе­риода.

В энергетической стратегии России до 2030 года намечается дальнейшее освоение ресурсов нефти и газа Ти­ма­но-Печорской НГП как основы формирования нефтегазового комплекса севера Европейской части России. Не­удивительно, что Ненецкий автономный округ (НАО) представляет интерес для нефтегазодобывающих компаний, ведь в нём сосредоточены две трети запасов нефтегазоносной провинции. Но ненецкая нефть – это не дешёвый ре­сурс. Здесь крайне слабая инфраструктура, отсутствует железная дорога, плохо развита сеть автодорог и практически нет нефтепроводов. Район расположен за Полярным кругом. Харак­терная особенность зимы – морозная погода с продолжительными осадками и частыми метелями. Мини­мальная тем­пература минус 45°С.

Такие климатические условия и ин­фраструктура района предъявляют по­вышенные требования ко всему комплексу технических средств, используемых для автоматизации нефтегазового месторождения. Эффективность работы месторождения зависит от правильно построенной автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), учитывающей особенности объекта автоматизации и режимов его функционирования.

Для современных предприятий внедрение АСУ ТП является серьёзным шагом к решению таких ключевых задач, как улучшение качества продукции, сокращение издержек предприятия, получение максимальной прибыли, увеличение конкурентоспособности, обеспечение точности планиро­вания и повышение безопасности про­­изводства. Перевод предприятия на «рельсы» передовых технологий и ин­новационных решений даёт менеджерам новые возможности в реали­за­ции стратегических целей компа­нии. Важнейшим аспектом внедрения систем управления является знание технологического процесса и оп­тимальных режимов работы предприятия.

Данная статья посвящена одному из успешно реализованных проектов ин­жи­ниринговой компании ООО «Бюро промышленной автоматизации» (БПА). Речь пойдёт о проекте АСУ ТП установки подготовки газа Ярейюского газового месторождения. Это месторождение относится к Ти­ма­но-Пе­чорской НГП и расположено на территории НАО. Лицензия на его разработку принадлежит динамично развивающейся компании ООО «Нарьян­мар­нефтегаз».

Учитывая специфику местоположения объекта, а также опираясь на на­копленный опыт и профессионализм своих сотрудников, наша компания реализовала данный проект в виде АСУ ТП, способной выполнять все функции, возложенные на неё техническим заданием. Компания БПА провела ра­боты по проектированию аппаратной части и разработке программного обеспечения, а также монтажные и пусконаладочные работы для систем управления на объекте.

Общие сведения о месторождении

Ярейюское газовое месторождение (Ярейю) расположено примерно в 110 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара (рис. 1). 

Ближайшее к Ярейю нефтяное месторождение Южное Хыльчую, находящееся в 30 км севернее, в 2010 году вышло на полную производственную мощность. В настоящее время попутный газ, добываемый вместе с нефтью, перекрывает все потребности энергоцентра Южное Хыльчую, который обеспечивает электропитанием дан­­ное месторождение. На Ярейюском месторождении организовано подземное хранилище газа (ПХГ) для размещения излишков попутного нефтяного газа месторождения Южное Хыльчую, так как иные способы утилизации газа при разработке нефтяного месторождения исключаются. Когда на месторождении Южное Хыльчую возникнет не­хватка газа, он будет транспортироваться из ПХГ Ярейюского месторождения по трубопроводу на энергоцентр месторождения Южное Хыльчую. В опытную эксплуатацию Ярейюское месторождение было введено в 2009 году.

В соответствии с заданием на проектирование Ярейюского месторождения эксплуатация его подземного хранилища будет производиться в не­сколько этапов:

• этап закачки очищенного попутного нефтяного газа месторождения Юж­ное Хыльчую в скважины ПХГ мес­торождения Ярейю (до 2019 года; с 2019 по 2023 год по прогнозам из­лишков попутного газа не будет);
• этап отбора газа из скважин ПХГ (с 2023 года, когда возникнет нехватка газа на месторождении Южное Хыльчую) и транспортировка его на энергоцентр месторождения Южное Хыльчую.

В состав месторождения Ярейю входят куст скважин (всего 4 скважины) и установка подготовки газа (УПГ), которая предназначена для подготовки газа на этапе отбора (газ подаётся с газоконденсатных скважин) к транспортировке под собственным давлением пласта на энергоцентр Южное Хыль­­­чую. Для транспорта газа как в пря­мом, так и в обратном направлени­ях построен газопровод высокого давления с линейными сооружениями.

Описание технологии производства

На этапе добычи продукция каждой скважины с давлением 10–14 МПа поступает по самостоятельному шлейфу в блок гребёнки, где производятся за­мер и регулирование газоконденсатной смеси. Учитывая сложные климатические условия района эксплуатации, обвязка скважин реализована в едином блоке (блок гребёнки) полного заводского изготовления (рис. 2). 

Блок гребёнки имеет электрообогрев и снабжён площадками обслуживания. Обвязка каждой скважины выполнена из унифицированных узлов заводского изготовления, которые позволяют вести экс­плуатацию скважин на этапе как отбора, так и закачки газа с использованием быстросъёмных линий, монтируемых на фланцевых соединениях на период добычи и закачки газа. При аварийном режиме предусмотрено автоматическое и дистанционное отключение каждой скважины от блока гребёнки и кустовой площадки от площадки УПГ посредством электроприводных задвижек с дистанционным управлением. На кусте скважин осуществляется автоматическое регулирование давления (расхода) по скважинам, а также ингибитора по расходу газа. После блока гребёнки газоконденсатная смесь с давлением 9–11 МПа поступает в блок подготовки газа (БПГ).

Блок подготовки газа, расположенный в блок-боксе (рис. 3), состоит из трёх емкостей-сепараторов и теплообменника. 

В БПГ производится процесс низкотемпературной сепарации. Он необходим для извлечения из природного газа влаги и газового конденсата, а также тяжёлых углеводородов. Прин­цип низкотемпературной сепарации основан на снижении температуры за счёт изоэнтропийного расширения газа и отделения сконденсировавшихся углеводородов и воды. АСУ ТП обеспечивает поддержание необходимых технологических параметров: давления, температуры, уровней раздела сред в сепараторах. Далее осушенный и очищенный газ с температурой –27…0°С и давлением 4,1–4,4 МПа поступает на блок замера газа.

В блоке замера газа производится за­мер количества и качества (точка росы) газа, направляемого на энергоцентр Юж­ное Хыльчую. Также здесь про­из­водится отбор и замер газа для ра­боты га­зопоршневой электростанции, обеспечивающей электропитанием Ярей­юс­кое месторождение, и отбор газа и промстоков для сжигания на горизонтальной факельной установке (ГФУ).

Метанольное хозяйство предназначено для приёма метанола от передвижных средств, сбора выделившегося водно-ме­танольного раствора из сепараторов бло­ка БПГ, подачи метанола на кусты скважин и на УПГ в качестве ингибитора гид­ратообразования. Оно состоит из двух дренажных ёмкостей объёмом по 50 м3, предназначенных для опорожнения трубопроводов и аппаратов метанольного хозяйства при ремонте, а также для слива метанола из автоцистерн, и трёх расходных ёмкостей объёмом 100 м3. Все ёмкости оборудованы датчиками уровня и датчиками аварийно-высокого уровня.

Подача метанола для предотвращения гидратообразования в блоке БПГ и на скважинах обеспечивается пятью насосами, расположенными в блоке насосов подачи метанола (БНМ). Насосы снабжены преобразователем частоты вращения электродвигателя для регулиро­вания производительности насоса. Управление преобразователем частоты осуществляется по месту и дистанционно. Количество метанола, по­да­ваемого на скважины, регулируется автоматически в соответствии с объёмом добываемого газа.

Насосная конденсата предназначена для подачи нестабильного конденсата в пласт на 1-м этапе. Данная задача осуществляется тремя насосами, работающими в режиме «горячего» резерва (2 рабочих, 1 резервный). Насосы снабжены преобразователями частоты вращения электродвигателя для регулирования их производительности. Управ­ление преобразователем частоты осуществляется дистанционно. Каждый насос имеет в своей обвязке по две задвижки: на впуске и на выпуске. Для обеспечения безопасной работы контролируются следующие параметры: тем­пература двигателей, давление на впуске и нагнетании. В автоматическом режиме уровень конденсата в бу­ферной ёмкости поддерживается на­сосами на значении 900–1100 мм. На­сосы расположены в блок-боксах 6000×3000×3550 мм. Блоки оборудованы средствами малой механизации.

В случае аварии на УПГ или при вы­воде оборудования на ремонт предполагается остановка скважин системой аварийных сбросов. В аварийном режиме сбросы из оборудования производятся в буферную ёмкость БЕ1, ко­торая при аварии выполняет функцию аварийной ёмкости (Е4). Кон­денсат из ёмкости Е4 после сброса давления перетекает в дренажную ёмкость ЕД1, из дре­нажной ёмкости подаётся на ГФУ для сжигания. Эта же ёмкость ЕД1 пред­назначена для сбора остатков конденсата из оборудования и трубопроводов на период ре­монта, сбора утечек от насосов, сбора производственно-канализационных стоков, про­дуктов промывки аппаратов, сбора дренажей от кла­панных сборок на скважинах.

Система пожаротушения состоит из технического водозабора, пяти ёмкос­тей противопожарного запаса воды (по 100 м3 каждая), насосной станции противопожарного водоснабжения, кольцевого противопожарного водопровода с гидрантами и пожарными лафетами. Насосами, расположенными на площадке технического водозабора, поддерживается уровень воды в противопожарных ёмкостях в пределах 85–95% заполнения.

Циркуляция воды в кольцевом противопожарном водопроводе осуществляется двумя циркуляционными насосами, расположенными в насосной стан­ции противопожарного водоснабжения, работающими в режиме резервирования. Состояние насоса «рабочий»/ «резервный» определяется дистанционно по заданию оператора. Вклю­че­ние/ отключение рабочего и резервного насосов производится дистанционно из операторной или по месту. В случае невыхода на режим рабочего насоса включается резервный. Насосы отключаются дистанционно, или кнопками по месту, или автоматически по нижним аварийным уровням в резервуарах воды.

В случае пожара включаются насосы, расположенные в противопожарной на­­­сосной станции, работающие в ре­жи­ме резервирования. Определение со­стояния, включение/выключение, пе­реключение на резерв у них происходят аналогично циркуляционным насосам. При включении пожарного насоса ав­томатически выключается циркуляционный насос. При активации сигнала о пожаре пожарный насос включается автоматически. Сигнал «Пожар» ак­тивируется от кнопки для включения на­сосов у пожарных гидрантов или лафетных стволов, либо при снижении давления в кольцевом противопожарном водопроводе ниже 0,35 МПа (происходит при открытии пожарного гидранта), либо с АРМ оператора.

Состав подсистем и основные задачи

АСУ ТП Ярейюского месторождения состоит из трёх независимых подсистем:

1. РСУ – распределённая система управ­ления технологическими процесса­ми, выполняющая функции контро­ля и управления технологическими процессами;
2. ПАЗ – система противоаварийной за­­щиты, выполняющая функции оста­­­нова технологического процесса при аварийных режимах работы;
3. ПиГ – система обнаружения пожар­ной и газовой опасности, выпол­ня­ющая функции сигнализации, авто­матического останова техно­ло­ги­чес­кого процесса и отключения токо­при­ёмников при обнаружении по­жар­ной и газовой опасности на объ­ектах.

Суммарное количество сигналов вво­да/вывода – около 700.

Перед АСУ ТП, представленной со­вокупностью этих трёх подсистем, были поставлены следующие задачи:

• осуществлять в автоматическом и ручном режимах контроль и управление технологическими объектами (ре­зервуары, насосы, задвижки и т.д.);
• реализовать защитные, технологические блокировки системы ПАЗ;
• реализовать защитные, технологические блокировки системы ПиГ;
• улучшить эргономику труда операторов;
• улучшить качество регулирования;
• синхронизировать работу отдельных функциональных и территориально распределённых систем в рамках единой сети реального времени;
• обеспечивать достоверной информацией о ходе технологического процесса посредством удобного для оператора УПГ интерфейса.

Решение данных задач стало возможным благодаря внедрению современных методов и средств автоматизации.

Используемые программные и аппаратные средства

После анализа объёма проекта, специфики местоположения объекта и предъявляемых согласно техническому заданию требований к системе было принято решение использовать дублированные контроллеры серии S7-400FH/H и программное обеспечение фирмы Siemens. Ввод/вывод во всех подсистемах реализован при помощи коммуникационных модулей станций ET200M на дублированной медной сети PROFIBUS DP. На рис. 4 показан дублированный контроллер S7-400. 

Уда­лён­ные станции ввода/вывода ET200M подключены по оптической линии связи благодаря модулям OLM/G12. Используемые модули аналогового ввода/вывода системы S7-300 оснащены встроенным HART-модемом для связи с полевыми устройствами, поддерживающими HART-протокол. Для установки модулей ввода/вывода были применены активные шинные модули с поддержкой «горячей» замены.

Система ПАЗ реализована на программно-аппаратной платформе Sie­mens с использованием контроллеров повышенной надёжности серии S7-400FH, соответствующих требованиям безопасности SIL 3. Также в системе ПАЗ использованы модули ввода/вы­во­да повышенной надёжности (F-моду­ли). Данная система имеет собственные независимые каналы связи, процессорные модули, модули ввода/вы­во­да и источники бесперебойного пи­та­ния. На рис. 5 показан шкаф вво­да/ вывода системы ПАЗ.

Система ПиГ реализована аналогично ПАЗ на программно-аппаратной платформе Siemens с применением та­ких же контроллеров серии S7-400FH, но с использованием стандартных мо­дулей ввода/вывода.

Для контроля и управления локальными системами управления и интеллектуальными задвижками предусмотрены интерфейсные модули с протоколами Modbus RTU и PROFIBUS DP. Применение однотипного аппаратного обеспечения позволило максимально унифицировать контроллерное оборудование и комплекты ЗИП. Для электропитания контроллерного и полевого оборудования были задействованы отдельные дублированные блоки питания SITOP Power 20 (Siemens). В качестве конструктивов для контроллерного оборудования использованы шка-фы фирмы Rittal. Для мониторинга и управления особо критичными па­ра­метрами на двери одного из шкафов РСУ установлена сенсорная па­нель SIMATIC TP 270-10 (Siemens). Под­ключение этой панели к контроллеру РСУ осуществляется по сети Ether­net в обход сервера ввода/вывода, что даёт воз­можность оператору в лю­бой ситуации владеть актуальной ин­формацией о технологическом процессе и принимать своевременные решения. В целях обеспечения искробезопасности цепей были использованы барьеры D1010D, D1014D, D1020D, D1033D, D1040Q компании GM Inter­na­tional.

Стержнем программного обеспечения является система управления процессом SIMATIC PCS7, которая представляет собой единую масштабируемую среду разработки, конфигурирования и визуализации. Уровень операторского управления реализован на базе SCADA-системы WinCC (Sie­mens). Сбор, хранение и предоставление данных осуществляются серверами ввода/вывода, имеющими интерфейсы взаимодействия со смежными системами.

Для обеспечения автономности сис­темы в случае отключения электроэнергии был установлен ИБП фирмы APC на 10 кВ·А, который предоставляет возможность 3-часовой непрерывной работы при отсутствии внешнего напряжения.

Архитектура системы

Архитектура АСУ ТП показана на рис. 6. Структурно система разделена на три уровня.

Нижний уровень – уровень полевого оборудования

На данном уровне расположены датчики и исполнительные механизмы, интеллектуальные клапаны и задвижки (на сетях PROFIBUS DP и Modbus), локальные системы управления (ЛСУ) блочно-комплектных устройств.

Средний уровень – уровень контроллерного оборудования

Это уровень автоматического контроля и управления технологическим оборудованием и ЛСУ, который построен на базе программируемых логических контроллеров систем РСУ, ПАЗ и ПиГ. Каждая из этих систем использует один дублированный контроллер S7-400 с CPU 417H (РСУ) или повышенной надёжности с CPU 414FH (ПАЗ и ПиГ), распределённый ввод/вывод на базе модулей ET200M по дублированной сети PROFIBUS DP и модули ввода/вывода S7-300 стандартные (РСУ и ПиГ) или повышенной (FailSafe) на­дёжности (ПАЗ).

Система РСУ выполняет:

• автоматическое управление контурами регулирования технологических параметров;
• сканирование и обработку точек те­леизмерения и телесигнализации;
• обработку диагностики коммуникаций по сети PROFIBUS с другими узлами;
• необходимые функции управления задвижками и насосами.

Система ПАЗ обеспечивает:

• сканирование и обработку точек те­ле­измерения и телесигнализации;
• аварийное закрытие/открытие соответствующих задвижек и отключение насосов при таких событиях, как по­жар на объектах, 2-й порог загазованности на соответствующих объектах, общий стоп оператора.

В зависимости от причины и в со­ответствии с регламентом аварийно­го останова установки происходит от­клю­чение насосов и закрытие или от­крытие соответствующих задви­жек. Все причины срабатывания ПАЗ фик­сируются. Дальнейшая работа мо­жет быть продолжена только после вы­яс­нения причин и сброса их оператором.

Система ПиГ выполняет:

• сканирование и обработку точек те­леизмерения, телесигнализации и шлей­фов пожарной сигнализации;

• обработку сигналов 1-го порога загазованности по объектам установки – при обнаружении загазованности система выдаёт звуковой сигнал на соответствующий объект и оператору, на объекте включается вытяжная вентиляция, сигнал сбрасывается опе­­ратором (в этом случае, как и в двух последующих, звуковой сигнал может быть сброшен кнопкой по месту или с АРМ оператора);

• обработку сигналов 2-го порога загазованности по объектам установки – при обнаружении загазованности система выдаёт звуковой сигнал на соответствующий объект и оператору, на объекте отключаются все энер­гопотребители (насосы, нагреватели, вентиляторы) и выдаётся сигнал в систему ПАЗ для аварийной остановки УПГ, сигнал сбрасывается оператором;

• обработку сигналов пожарных шлейфов – при обнаружении срабатывания датчиков пожарной сигнализации система выдаёт звуковой сигнал на соответствующий объект и оператору, выдаётся сигнал в систему ПАЗ для аварийной остановки УПГ, сигнал сбрасывается оператором; при активации сигнала «Пожар» оператором или кнопками на пожарных гидрантах запускается пожарный на­сос, обеспечивается включение ре­зервного насоса при неисправности рабочего.

Верхний уровень – уровень АРМ

Верхний уровень включает в свой состав:

• дублированный сервер ввода/вывода и производственной базы данных (OS Server IL 43, Siemens);
• АРМ оператора № 1 систем РСУ/ПАЗ (OS Client IL 43);
• АРМ оператора № 2 систем РСУ/ПАЗ (OS Client IL 43);
• АРМ оператора № 3 системы ПиГ (OS Client IL 43);
• инженерную станцию № 1 (ES/OS IL 43);
• инженерную станцию № 2 (ES/OS IL 43).

Принципы построения системы ПАЗ

Как уже было сказано, система ПАЗ построена на базе дублированного контроллера S7-400FH и модулей вво­да/вывода повышенной надёжности (F-модули). Во время работы контроллера выполняются две независимые секции программы: S-секция, обеспечивающая поддержку стандартных функций управления, и F-секция, обеспечивающая поддержку функций противоаварийной защиты и обеспечения безопасности. Обе секции программы функционируют независимо друг от друга, поэтому срабатывание защит и остановка части или всего защищаемого оборудования не отражаются на ходе выполнения S-секции программы.

Функционирование центральных процессоров в контроллерах S7-400FH организовано так же, как и в программируемых контроллерах S7-400H. Оно сопровождается выполнением расширенного набора диагностических функций, контролем хода и времени выполнения программы, а также работоспособности станций распределённого ввода/вывода. Выявление ошибок в функционировании системы приводит к срабатыванию защит и переводу час­ти или всего технологического оборудования в безопасное состояние.

F-модули ввода/вывода станций ET200M используются для диагностики как внутренних, так и внешних оши­­бок. Модули выполняют тесты са­модиагностики, например на предмет обнаружения короткого замыкания, разомкнутой цепи или расхождений в параметрах. Модули ввода могут работать в одноканальном режиме, в режиме «2 из 3» или «2 из 2». Ответная реакция для обеспечения безопасности инициируется немедленно в случае обнаружения ошибок ввода. Модули вывода дискретных сигналов в случае неисправности выходного канала обеспечивают безопасное отключение.

Для некоторых клапанов Auma, которые управляются РСУ по протоколу PROFIBUS DP, предусмотрено аварийное отключение системой ПАЗ. Дан­ные клапаны установлены во взрывоопасной зоне, что потребовало использования искробезопасных барьеров. Для повышения надёжности выходные каналы барьера D1040Q были подключены па­раллельно. На рис. 7 показана схема аварийного закрытия клапана Auma.

Описание информационного обеспечения

В связи с большим количеством автоматизируемых объектов и, соответст­вен­но, большим объёмом функций данная АСУ ТП характеризуется значительным объёмом информационной составляющей и взаимосвязей между информационными элементами. Яд­ром информационного обеспечения системы является оперативная база данных, расположенная в её контроллерах. Программное обеспечение, функционирующее на базе вычислительных средств контроллеров, с помощью мо­дулей ввода/вывода и коммуникационных процессоров опра­шивает и управляет полевым оборудованием технологического процесса. При этом задейст­вуются потоки данных по таким протоколам, как HART, PROFIBUS DP, Modbus.

После обмена информацией с полевым оборудованием система хранит мгновенные значения параметров технологического процесса, которые пе­ре­даются на обработку в алгоритмические блоки контроллеров.

Программное обеспечение верхнего уровня состоит из набора программного обеспечения АРМ и серверов вво­да/ вывода. Информационное обеспечение станций АРМ содержит наборы ви­деокадров для организации пользовательского интерфейса и наглядного отображения информации о ходе техно­логического процесса. Кроме того, эти станции осуществляют полную на­вигацию по журналам событий системы и базе исторических трендов.

Сервер баз данных (реализован вместе с сервером ввода/вывода в одном дублированном системном блоке – два системных блока, в каждом из ко­торых сервер ввода/вывода и сервер баз данных) содержит долговременный ар­хив проекта, который хранит сжа­тые и не­сжатые исторические данные о ходе технологического процесса. Сер­вер вво­­да/вывода содержит кон­фи­гураци­онную информацию о топологии технологической и части корпора­тив­ной сети для осуществления свя­зи серверов баз данных и станций АРМ с конт­рол­лерами системы. Связь меж­ду серверами ввода/вывода и станциями АРМ осуществляется в среде Ether­net по протоколу TCP/IP. Связь меж­ду конт­роллерами и сервером вво­да/вы­вода производится тоже через Ethernet.

Кроме того, в составе системы представлены инженерные станции, в задачу которых входит настройка и диагностика её компонентов. Эти станции под­ключены к серверу ввода/вывода по протоколу TCP/IP и посредством его осуществляют доступ к полевым устройствам.

Управление технологическими процессами в автоматическом режиме происходит на контроллерном уровне, без переноса алгоритмов расчёта на верхний уровень. Это обеспечивает надёжное функционирование системы даже в случае сбоя в работе верхнего уровня управления.

Режимы работы АСУ ТП

АСУ ТП Ярейюского газового месторождения обеспечивает следующие режимы функционирования технологического оборудования: автоматический, дистанционный, ручной.

В автоматическом режиме работы система производит автоматический сбор и обработку технологической ин­формации с полевого оборудования, вы­числяет управляющее воздействие в соответствии с заданным алгоритмом, осуществляет выдачу управляющего воздействия на исполнительные механизмы.

В дистанционном режиме работы система производит автоматический сбор и обработку технологической ин­формации с полевого оборудования, вы­числяет управляющее воздействие в соответствии с заданным алгоритмом, принимает управляющие команды от оперативного персонала. Выдача управ­ляющего воздействия на исполнительные механизмы выполняется в соответствие с управляющими командами оперативного персонала.

В ручном режиме работы система производит автоматический сбор и обработку технологической информации с полевого оборудования, вычисляет управляющее воздействие в соответствии с заданным алгоритмом, но выдача управляющего воздействия на исполнительные механизмы не производится. Управление технологическим оборудованием осуществляется по месту оперативным персоналом.

Переход из одного режима в другой происходит безударно.

Решения по организации операторского интерфейса

АСУ ТП построена в соответствии с концепцией PCS7 как система повышенной надёжности и безопасности. Её верхний уровень имеет клиент-серверную архитектуру, клиентами явля­ются АРМ операторов. В составе системы был реализован Web-сервер для дистанционного мониторинга и обслуживания.

Прикладное программное обеспечение операторов Ярейюского газового месторождения реализовано на базе комплекса ПО SIMATIC WinCC.

В качестве аппаратной платформы рабочего места управления и мониторинга используются промышленные компьютеры SIMATIC Rack PC. Сис­тем­­­ное программное обеспечение ра­бочих мест – операционная система Mic­rosoft Windows XP Professional.

Операторские станции реализуют многооконное отображение информации. Оперативный персонал, работающий на Ярейю, получает полную визуальную картину состояния оборудования, оформленную в виде мнемосхем, а также текущие значения технологических параметров и оперативные со­общения о ходе технологического процесса.

Визуализация параметров и функций устройства универсальна для всех поддерживаемых типов приборов и не зависит от способа коммуникации (PROFIBUS DP, PROFIBUS PA или HART-протокол).

Диагностика оборудования системы управления осуществляется в рамках пакета SIMATIC PDM. Он существует как интегрированная часть программного пакета SIMATIC S7. Основные функции SIMATIC PDM: настройка, калибровка, проверка стабильности, тестирование, а также управление и пуско­наладка.

АРМ оператора выполняет также функции отображения архивных данных о ходе технологического процесса, которые могут быть просмотрены в виде графиков или табличных значений. По запросу оператора формируются отчётные формы установленного образца и при необходимости распечатываются на бумаге.

Мнемосхема «Основная технологическая схема» (рис. 8) являет собой упрощённое представление всего технологического процесса на Ярейюском месторождении. 

На ней отображаются основные технологические объекты и глобальные наиболее критичные параметры. В разделе навигации возможен переход ко всем остальным мнемосхемам.

На рис. 9 показана матрица безопасности системы ПАЗ, а на рис. 10 – мнемосхема системы ПиГ.

Обеспечение надёжности системы

Для АСУ ТП Ярейюского газового месторождения выполняются следующие требования по надёжности:

• среднее время безотказной работы центрального процессора ПЛК 15 лет;
• среднее время безотказной работы цифрового или аналогового модуля ввода/вывода ПЛК 50 лет;
• среднее время восстановления сис­темы не более 30 минут;
• время работы оборудования в автономном режиме при отключении электроэнергии не менее 3 часов.

Заключение

Результатом внедрения представленной АСУ ТП явились стабильно высокие показатели качества подготовленного газа, при этом обеспечен высокий уровень надёжности технологического оборудования и средств автоматизации. Задействованные программные и аппаратные средства позволили интегрировать в единый управляющий комплекс оборудование контроля и управления. Немаловажной особенностью системы является возможность её масштабирования без останова технологического процесса. АСУ ТП предоставляет возможности для модернизации, наращивания сетей (PROFIBUS DP, Modbus), подключения дополнительного оборудования, реализации новых алгоритмов.

Использование Web-сервера позволяет руководящему персоналу со своих рабочих мест осуществлять мониторинг технологической информации, что зна­чительно облегчает принятие оперативных решений. Благодаря внед­рению АСУ ТП эксплуатация объекта осущест­вляется с минимальной численностью обслуживающего и эксплуатационного персонала.

В процессе опытной эксплуатации, со слов операторов и технологов, сис­тема продемонстрировала удобство управления, стабильность, высокую точ­ность измерения и регулирования.

В настоящее время, учитывая опыт предыдущих проектов, ООО «Бюро промышленной автоматизации» разрабатывает новые подходы к внедрению автоматизированных систем и новые алгоритмы автоматического регулирования.

На сегодняшний день АСУ ТП является необходимым атрибутом любого современного предприятия, и задачей каждой инжиниринговой компании является создание систем, которые будут не только удовлетворять техническим требованиям и обладать быстрой окупаемостью, но и позволят предприятию выйти на совершенно новый уровень технологий и управления. ●

E-mail: masagutov@bk.ru