Автор: О.В. Крюков (АО «Гипрогазцентр»)
Опубликовано в журнале Химическая техника №3/2017
Стабильное развитие нефтехимической отрасли промышленности является одним из стратегических направлений в экономике России и Казахстана [1–4]. В этой связи особую актуальность приобретает дальнейшее развитие нефтетранспортной инфраструктуры для обеспечения роста экспорта нефти, а также ее поставок на внутренние рынки. Для этого, например, компания ЗАО «КазТрансОйл» как основной оператор поставок казахстанской нефти на экспорт выполняет большой комплекс работ:
- оптимизацию поставок нефти;
- объединение всей системы нефтяных трубопроводов в единую технологическую систему;
- обеспечение взаимодействия с операторами, потребителями и поставщиками нефти, действующими на территории России;
- организацию менеджмента качества нефти и воздействия на окружающую среду в соответствии с требованием международных стандартов ISO.
Поставленные задачи решаются на основе современных информационных технологий [5–9], которые уже успешно апробированы в смежных отраслях промышленности России [10–14].
В частности, по заказу компании АВВ (Германия) нефтегазовый проектный институт АО «Гипрогазцентр» выполнил комплекс проектных работ по созданию АСУ ТП нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН), проходящих по территории Республики Казахстан. Состав работ определялся в соответствии с ГОСТ 34.601–90 «АСУ. Стадии создания». АО «Гипрогазцентр» участвовал в комплексном обследовании объектов с выработкой предложений по подготовке технологических процессов на объектах к автоматизации, разработке проекта и рабочей документации, включая информационно-алгоритмическое обеспечение, проведение авторского надзора и подготовку документации «Как построено» [15–17].
В данном проекте заказчиком была поставлена задача создания системы автоматизированного диспетчерс-кого контроля и управления нефтепроводами и технологическими объектами ЗАО «КазТрансОйл», которая должна обеспечить автоматизированное управление всеми технологическими объектами, повышение уровня безопасности эксплуатации нефтепроводов, обеспечение качества нефти в соответствии с требованиями стандарта ISO, мониторинг технологического оборудования, обнаружение и локализацию утечек [18–20]. Объекты, для которых выполнялось проектирование АСУ ТП, выделены красным цветом на рис. 1.
Основными объектами автоматизации явились головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС), линейные НПС и станции подогрева нефти (СПН).
Особенности проекта
В состав названных объектов вошли магистральные насосные, подпорные насосные, резервуарные парки, наливные/ сливные железнодорожные эстакады и танкерные причалы, узлы пуска и приема устройств очистки и диагностики трубопроводов, пункты подогрева нефти, узлы регулирования давления нефти с запорной арматурой, узлы учета нефти, вспомогательные системы, обеспечивающие функционирование НПС.
При разработке проекта была решена задача использования однородных ПТС на каждом из уровней управления. Для автоматизации НПС, нефтехранилищ и СПН были использованы программно-технические средства Freelance 2000 (поставки АВВ Automation Systems GmbH), которые обеспечивают высокий уровень масштабирования, резервирование, диагностирование до уровня канала, простоту обслуживания, а также функции мониторинга и контроля (рис. 2).
Функциональность АСУ ТП обеспечила создание автоматизированной многоуровневой системы на базе современных ПТС, реализацию принципа управления «сверху» путем приема в автоматическом режиме плановых заданий и установок работы НПС с вышестоящего уровня, обеспечение непрерывного контроля работы основного технологического оборудования и систем жизнеобеспечения станции, оптимизацию режимов работы станций, повышение технико-экономических показателей за счет своевременного определения, локализации и устранения утечек, а также сокращения простоев благодаря определению оптимального режима перекачивания.
Особенностью проектируемой СА являлось внедрение ее на действующих объектах (НПС, СПН), что предъявляло соответствующие требования к основной технологии и системам жизнеобеспечения. При этом заказчиком были поставлены задачи по замене устаревшего и изношенного оборудования КИП, исполнительных устройств и механизмов, систем локальной автоматики современными микропроцессорными системами с интеграцией в создаваемую АСУ ТП НПС МН. При этом был проведен анализ наличия введенных в действие микропроцессорных систем и современной датчиковой аппаратуры, по результатам которого выработаны решения по их интеграции в АСУ ТП.
В ходе детального технического обследования определен объем реконструкции морально и физически устаревшего технологического и электротехнического оборудования, а также части трубопроводов. Разработаны предложения по подготовке объектов к внедрению новой современной системы АСУ ТП.
Учитывая динамику изменений технологических задач и развития инфраструктуры объектов, изначально АСУ ТП создавалась с открытой архитектурой, позволяющей дополнять систему при вводе в строй новых технологических объектов или участков магистральных нефтепроводов либо заменять морально устаревшие компоненты системы при минимальных затратах на стыковку с существующим комплексом ПТС.
Система диспетчерского контроля и управления нефтепроводами и технологическими объектами ЗАО «КазТрансОйл» является многоуровневой. Благодаря тому, что технологическое оборудование во многом подобно, были созданы стандартные алгоритмические модули, которые адаптировались для конкретных объектов автоматизации. Таким образом, однородность создаваемой сис-темы была обеспечена не только на аппаратном уровне технических средств, но и на алгоритмическом и программном уровне.
Проиллюстрируем проектные решения на примере АСУ ТП головной НПС (4-й уровень диспетчерского управления), где представлены практически все виды ПТС, примененные в проекте. Структурная схема АСУ ТП ГНПС, представлена на рис. 3.
Структура комплекса программно-технических средств АСУ ТП ГНПС (как и всей АСУ ТП НПС МН ЗАО «КазТранс-Ойл») базируется на следующих основных принципах построения АСУ ТП:
- централизованный, иерархический контроль и управление технологическими объектами и магистральными нефтепроводами;
- открытая архитектура IT-взаимодействия компонентов АСУ;
- распределенная структура подсистемы сбора и обработки;
- оптимизация распределения функций сбора информации, контроля, управления на базе объектно-ориентированного подхода;
- простота ТО и высокая степень готовности ПТС;
- короткое время восстановления системы;
- самодиагностика и выборочное дублирование или резервирование компонентов комплекса ПТС.
Принятая концепция построения структуры комплекса ПТС предусматривает применение открытых международных стандартов для всех уровней IT-взаимодействия компонентов СА. Таким образом, обеспечиваются расширение и модернизация АСУ ТП в будущем.
Принятая концепция построения структуры комплекса ПТС определяет взаимосвязь между устройствами и уровнями ПТК с максимально возможным приближением к функционально-групповому принципу построения технологического объекта управления (ТОУ).
Структурная схема технических средств АСУ ТП ГНПС разработана по принципам многоуровневой, иерархической информационно-управляющей системы и имеет трехуровневую иерархию:
- ПТС диспетчеризации и управления;
- ПЛК AC800F и устройства удаленного ввода/вывода S800;
- Датчики, измерительные преобразователи, местные системы управления исполнительными механизмами, автономные системы контроля и блок ручного управления.
- Структура реализована в виде распределенной по технологическим объектам системы с целью образования локальных децентрализованных структур.
ПТС на уровне ДП ГНПС могут функционировать в следующих режимах:
- автоматизированном в полном составе;
- автоматизированном с включением резервных элементов системы;
- автоматизированном не в полном составе.
Первый режим является основным, два последних – резервными, для обеспечения живучести системы при возникновении внештатных или аварийных ситуаций. Для повышения надежности задачи диагностики комплекса ПТС выполняются на всех уровнях с использованием функций самодиагностики. На уровне контроллеров формируются диагностические признаки состояния, измерительных каналов, модулей S800, источников питания. На уровне сервера SCADA диагностируются состояния контроллера и сети Ethernet.
Аппаратура системы диагностируется автоматически в процессе работы. При необходимости может быть организован режим контроля системы для более глубокой диагностики, в этом случае контроль должен запускаться оператором с рабочих мест системы. Данные о неисправности аппаратуры вводятся в базу данных, и отображаются на экране с указанием отказавшего узла системы с точностью до блока и регистрируются в протоколе событий.
В АСУ ТП ГНПС реализованы следующие функции: коммуникационные, информационные, дистанционного управления, формирования отчетов, настройки компонент АСУ ТП.
В число автоматизируемых ТОУ входят СПН, предназначенные для подогрева транспортируемой высоковязкой нефти. При перекачивании с подогревом СА должна обеспечивать выполнение соответствующих расчетов и определение условий работы нефтепровода с наименьшим энергопотреблением и поддержание оптимального режима эксплуатации. При этом осуществляется контроль за состоянием с дистанционным управлением печами подогрева, задвижками технологических нефтепроводов, системой внутренней циркуляции нефти, системой топливообеспечения горелок печей, системой станционного пожаротушения.
САУ обеспечивают автоматические защиты от недопустимых режимов работы ТП, в том числе защиту от перелива нефти в резервуары при достижении в них максимального (аварийного) уровня нефти и переключение потока нефти в специально выделенные емкости.
Одной из важной составляющей внедряемой SCADA является возможность обнаружения утечек (СОУ) для определения дефектов, возникших под влиянием природных факторов или хищений из нефтепровода, позволяющая исключить или значительно сократить катастрофические экологические последствия.
Таким образом, комплекс проектных работ по созданию АСУ ТП нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов, проходящих по территории Республики Казахстан, позволил создать интегрированную систему диспетчерского контроля и управления трубопроводами и технологическими объектами. Проектные решения позволили обеспечить выполнение современных требований к созданию подобных больших автоматизированных систем: функциональность, надежность, устойчивость, однородность, совместимость.
Список литературы
1. Сманкулов А. КазТрансОйл: стратегия успеха//Нефтегазовая вертикаль, 2002. №15 (82). С. 65–67.
2. Крюков О.В. Развитие технологий производства сжиженного природного газа//Химическая техника. 2015. №1. С. 41.
3. Крюков О.В. Комплексная оптимизация энергопотребления агрегатов компрессорных станций//Экспозиция Нефть Газ. 2015. №1 (40). С. 30–33.
4. Крюков О.В. Опыт проектирования АСУ ТП нефтеперекачивающих станций магистральных газопроводов//Приборы и системы: Управление, контроль, диагностика. 2017. №1. С. 2–7.
5. Киянов Н.В., Крюков О.В., Прибытков Д.Н. Опыт проектирования и реализации АСУ электротехнических систем на базе сетей Ethernet для различных объектов//Автоматизация в промышленности. 2007. №12. С. 54–57.
6. Киянов Н.В., Крюков О.В. Решение задач промышленной экологии средствами электрооборудования и АСУТП//Автоматизация в промышленности. 2009. №4. С. 29–34.
7. Kadin S.N., Kazachenko A.P., Kryukov O.V., Reunov A.V. Questions related to the development of metrological assurance in the design of Gazprom facilities//Measurement Techniques. 2011. T. 54. №8. С. 944–952.
8. Крюков О.В. Параметры применения преобразователей час-тоты для регулирования производительности//Электротехника: сетевой электронный научный журнал. 2016. Т. 3. №2. С. 43–49.
9. Васенин А.Б., Крюков О.В., Серебряков А.В. Алгоритмы управления электромеханическими системами магистрального транспорта газа//Труды VIII Международной (XIX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2014//Саранск, 2014. Т. 2. С. 404–409.
10. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Энергосбережение а агрегатах компрессорных станций средствами частотно-регулируемого электропривода//Наука и техника в газовой промышленности. 2012. №2 (50). С. 98–106.
11. Захаров П.А., Киянов Н.В., Крюков О.В. Системы автоматизации технологических установок для эффективного транспорта газа//Автоматизация в промышленности. 2008. №6. С. 6–10.
12. Крюков О.В. Регрессионные алгоритмы инвариантного управления электроприводами при стохастических возмущениях//Электричество. 2008. №9. С. 45–51.
13. Киянов Н.В., Крюков О.В., Прибытков Д.Н., Горбатуш-ков А.В. Концепция разработки инвариантных автоматизированных электроприводов для водооборотных систем с вентиляторными градирнями//Электротехника. 2007. №11. С. 62–67.
14. Крюков О.В. Стабильность энергетических характеристик инвариантных САУ//Научный вестник. 2016. №3 (9). С. 75–88.
15. Крюков О.В. Коммуникационная среда передачи данных сети Ethernet на полевом уровне различных объектов//Автоматизация в промышленности. 2012. №12. С. 26–30.
16. Крюков О.В., Серебряков А.В. Метод и система принятия решений по прогнозированию технического состояния электроприводных газоперекачивающих агрегатов//Электротехнические системы и комплексы. 2015. №4 (29). С. 35–38.
17. Крюков О.В. Интеграция газотранспортных предприятий на базе интеллектуальных систем принятия решений//Компрессорная техника и пневматика. 2016. №4. С. 42.
18. Крюков О.В. Особенности релейной защиты и автоматики вдоль трассовых ЛЭП//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2015. №5–6. С. 25-–32.
19. Крюков О.В., Серебряков А.В., Васенин А.Б. Диагностика электромеханической части ветроэнергетических установок//Електромеханiчнi I енергозберiгаючi системи. 2012. №3 (19). С. 549–552.
20. Babichev S.A., Zakharov P.A., Kryukov O.V. Automated monitoring system for drive motors of gas-compressor units//Automation and Remote Control. 2011. T. 72. №1. С. 175–180.
