1.2. Объекты и системы управления нефтегазовой отрасли.

Прежде, чем перейти к рассмотрению аппаратных средств автоматизации, следует обратить внимание на особенности различных технологических процессов нефтегазовой отрасли. Именно эти особенности определяют архитектуру АСУТП и применяемые для ее реализации аппаратные средства автоматизации.

0. Для технологических процессов добычи и транспорта нефти и газа характерна значительная рассредоточенность объектов по площадям (добывающие скважины, нагнетательные скважины, групповые замерные установки, кустовые насосные станции, линейные участки магистральных нефте-газо-продуктопроводов и т. д.).

С другой стороны, многие технологические процессы сосредоточены на сравнительно небольших площадях. Это установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, компрессорные и насосные станции магистральных газо-нефтепроводов, дожимные насосные станции, все технологические процессы переработки нефти и газа, а также нефтехимические процессы и т. д.

Очевидно, комплекс технических средств и организация каналов связи при автоматизации таких объектов различны.

0. Управление технологическими процессами добычи нефти и газа сводится к управлению оборудованием - электроцентробежными или штанговыми насосами, групповыми замерными установками, кранами. Управление реализуется командами открыть, закрыть, включить, выключить, остановить, запустить (дискретное управление). Практически отсутствует непрерывное управление технологическими параметрами с обратной связью. Широко развиты функции контроля, сигнализации аварийных ситуаций, блокировок.

Объектами управления в технологических процессах транспорта нефти и газа являются насосные и компрессорные агрегаты, цеховые и станционные краны, вспомогательное оборудование, а также линейные участки нефте- газопроводов, газораспределительные станции и т. п. Для линейных участков характерны контроль параметров, сигнализация отклонений и дискретное управление кранами. К тому же эти объекты удалены от пунктов управления на значительные расстояния. В то же время насосные и компрессорные станции - «компактные» объекты, при автоматизации которых наряду с контролем, сигнализацией и дискретным управлением часто реализуются функции непрерывного управления (регулирования).

По-другому строится управление процессами подготовки и переработки нефти и газа. Наряду с задачами контроля и сигнализации отклонений здесь широко развиты функции стабилизации технологических параметров в режиме с обратной связью (непрерывное управление). Управление такими процессами требует применения более сложных алгоритмов (каскадные системы, системы с компенсацией возмущений, системы со взаимозависимыми параметрами, адаптивные системы, системы оптимального управления).

Исходя из особенностей объектов автоматизации нефтегазовой отрасли, выдвигаются и соответствующие требования к архитектуре, а также аппаратным и программным средствам АСУТП.

Для автоматизации непрерывных технологических процессов подготовки нефти и газа, заводских процессов переработки нефти и газа, а также нефтехимических процессов наиболее адаптированы DCS-системы. В таких системах все известные функции автоматизации распределены между различными аппаратными средствами системы управления. Каждый компонент системы узко специализирован и «занимается своим делом». Наиболее характерная черта управляющих процессоров DCS-систем - способность поддерживать от нескольких десятков до нескольких сот контуров ПИД-регулирования.

Для рассредоточенных объектов, таких, как нефтяные и газовые промыслы, а также для объектов транспорта нефти и газа применяют SCADA-системы. Задачей таких систем является обеспечение автоматического дистанционного наблюдения и дискретного управления функциями большого количества распределенных устройств (часто находящихся на большом расстоянии друг от друга и от диспетчерского пункта). Количество возможных устройств, работающих под управлением систем диспетчерского контроля и управления, велико и может достигать нескольких сотен. Для этих систем наиболее характерной задачей является сбор и передача данных, которая реализуется дистанционно расположенными терминальными устройствами (RTU).

На рис. 1.1 представлена схема комплекса технических средств многоуровневой системы управления, обобщающая многочисленные применения таких систем для управления технологическими процессами нефтяной и газовой промышленности.

Как правило, это двух- или трехуровневые системы, и именно на этих уровнях реализуется непосредственное управление технологическими процессами. Специфика каждой конкретной системы управления определяется используемой на каждом уровне программно - аппаратной платформой.

• Нижний уровень - уровень объекта (контроллерный) - включает различные датчики (измерительные преобразователи) для сбора информации о ходе технологического процесса, электроприводы и исполнительные устройства для реализации регулирующих и управляющих воздействий. Датчики поставляют информацию локальным контроллерам (PLC), которые могут обеспечить реализацию следующих функций:

• сбор, первичная обработка и хранение информации о состоянии

оборудования и параметрах технологического процесса;

• автоматическое логическое управление и регулирование;

• исполнение команд с пункта управления;

• самодиагностика работы программного обеспечения и состояния самого контроллера;

- обмен информацией с пунктами управления.

Р ис. 1.1. Обобщенная архитектура системы управления.

Так как информация в контроллерах предварительно обрабатывается и частично используется на месте, существенно снижаются требования к пропускной способности каналов связи.

В качестве локальных PLC в системах контроля и управления различными технологическими процессами в настоящее время применяются контроллеры как отечественных, так и зарубежных производителей. На рынке представлены многие десятки и даже сотни типов контроллеров, способных обрабатывать от нескольких десятков до нескольких тысяч и даже десятков тысяч переменных.

Разработка, отладка и исполнение про­грамм контроллерами осуществляется с помощью специализированного программного обеспечения, широко представленного на рынке. Это, прежде всего, многочисленные пакеты программ для программирования контроллеров, предлагаемые производителями аппаратных средств. К этому же классу инструментального ПО относятся и пакеты CoDeSys, ISaGRAF (CJ International France), InConrol (Wonderware, USA), Paradym 31 (Intellution, USA), имеющие открытую архитектуру.

• Информация с локальных контроллеров может направляться в сеть диспетчерского пункта непосредственно, а также через контроллеры верхнего уровня (см. рис. 1.1). В зависимости от поставленной задачи контроллеры верхнего уровня (концентраторы, коммуникационные контроллеры) реализуют различные функции. Некоторые из них перечислены ниже:

- сбор данных с локальных контроллеров;

- обработка данных, включая масшта­бирование;

- поддержание единого времени в сис­теме;

- синхронизация работы подсистем;

- организация архивов по выбранным параметрам;

- обмен информацией между локальными контроллерами и верхним

уровнем;

- работа в автономном режиме при нарушениях связи с верхним

уровнем;

- резервирование каналов передачи данных и др.

• Верхний уровень - диспетчерский пункт (ДП) - включает одну или несколько станций управления, представляющих собой автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера/оператора. Здесь же может быть установлен сервер базы данных. На верхнем уровне могут быть организованы рабочие места (компьютеры) для специалистов, в том числе и для инженера по автоматизации (инжиниринговые станции). Часто в качестве рабочих станций используются ПЭВМ типа IBM PC различных конфигураций.

Станции управления предназначены для отображения хода технологического процесса и оперативного управления. Эти задачи и призвано решать прикладное программное обеспечение SCADA, ориентированное на разработку и поддержание интерфейса между диспетчером/оператором и системой управления, а также на обеспечение взаимодействия с внешним миром.

• Все аппаратные средства системы управления объединены между собой каналами связи. На нижнем уровне контроллеры взаимодействуют с датчиками и исполнительными устройствами, а также с блоками удаленного и распределенного ввода/вывода с помощью специализированных сетей удаленного ввода/вывода и полевых шин.

Связующим звеном между локальными контроллерами и контроллерами верхнего уровня, а часто и пультами оператора являются управляющие сети.

Связь различных АРМ оперативного персонала между собой, с контроллерами верхнего уровня, а также с вышестоящим уровнем осуществляется посредством информационных сетей.

Системы управления. Система управления состоит из нескольких компонент – одна или несколько операторских станций и несколько станций управления. Рассмотрим функции, выполняемые операторской станцией:

1. Отображение информации об управлении технологическим объектом на экране, ввод команд при помощи клавиатуры, печать отчетов о состоянии технологического объекта.

2. Регистрация отклонений параметров технологического объекта.

3. Выполнение математических расчетов, долговременное хранение информации, обмен информацией со станциями управления и обмен с вышестоящими системами управления.

Станции управления технологическим процессом выполняют следующие функции:

1. Ввод сигналов от датчиков, установленных на объекте управления.

2. Логическая или арифметическая обработка сигналов, вывод управляющих воздействий.

3. Регулирование, включение – выключение.

В качестве аппаратуры для построения операторских станций применяют IBM совместимые компьютеры. Компьютеры IBM делятся на две группы: офисные и промышленные. Промышленные компьютеры имеют конструкцию, защищающую их от вредных воздействий окружающей среды ( колебания температуры, запыленность и загазованность воздуха, вибрации и так далее ). Вследствие этого промышленные компьютеры стоят дороже офисных.

Программируемые контроллеры, используемые в станции управления, должны отвечать следующим требованиям:

1. Контроллеры должны иметь модульную структуру и набор модулей различной производительности. Они должны иметь различное число входов и выходов – от 5 - 10 до 1000 - 2000.

2. Они должны иметь в своем составе модули ввода - вывода для аналоговых дискретных сигналов.

3. Должны иметь в своем составе коммуникационные модули, позволяющие использовать различные каналы связи для обмена данными.