Автоматизация технологических процессов книга

Программное обеспечение SuiteVoyager (Web-сервер) обеспе­ чивает доступ удаленных пользователей к технологической ин­ формации через Интернет/Интранет. Источником информации для портала служит база данных IndustrialSQL-сервера. Посред­ ством SuiteVoyager можно удалённо просматривать рабочие окна АРМов операторских станций с помощью стандартного Webбраузера.

20.5. АСУТП ЦЕХА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ЦППД) НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ФИРМЫ EMERSON

Цех является условным типовым объектом, аккумулирующим в себе все основные технологические составные части, исполь­ зуемые на объектах такого рода. Оборудование, эксплуатируемое на этих объектах, также является типовым для используемой в настоящее время технологии.

В предлагаемом решении рассматривается АСУТП, содержа­ щая наиболее полный набор реализуемых функций, позволяю­ щая в максимальной степени исключить участие человека в те­ кущем управлении и имеющая ряд других преимуществ.

Все установки ЦППД в штатном режиме работают полностью автоматически и не имеют постоянно присутствующего на них персонала. Наблюдение за работой установок и управление ими производится из операторной, расположенной удалённо.

Большой объём получаемой информации требует мощных ап­ паратных средств её обработки с широкими возможностями их масштабирования. Обоснованным является применение для по­ строения АСУТП распределенной системы управления (DCSсистемы), состоящей из программируемых контроллеров с разви­ тыми средствами интерфейса друг с другом и широким спектром периферийных устройств. В число таких устройств должны вхо­ дить и набор рабочих станций, обеспечивающий интерфейс чело­ век-машина, и возможность построения иерархической структу­ ры управления с любым наперед заданным распределением управляющих функций между уровнями.

Х А Р А К Т Е Р И С Т И КА ОБЪЕКТА УПРАВЛЕНИЯ

Цех поддержания пластового давления включает водозабор­ ную станцию, получающую воду от двух водозаборных скважин, 2 кустовые насосные станции, каждая из которых оборудована тремя агрегатами с центробежными насосами, 2-мя резервуарами,

331

дренажной ёмкостью с погружным насосом, дренажной ёмкостью сбора масла, блоком напорной гребенки и блоком дозированной подачи химреагента. Кроме этого, ЦППД содержит 100 нагнета­ тельных скважин и 20 водораспределительных блоков.

Принято, что водозаборные и нагнетательные скважины могут находиться на расстояниях от 100 м до 3 км от кустовой насос­ ной и друг от друга.

СТ Р У К Т У РА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АСУТП Ц П П Д

Вкачестве программно-аппаратных средств АСУТП выбрана распределенная система Delta V компании Emerson. Комплекс Delta V включает широкий набор программных и аппаратных компонентов и позволяет расширять свои возможности путём интеграции с продуктами других производителей.

На структурной схеме (рис. 20.7) предлагаемого решения по автоматизации ЦППД представлены операторная, одна из двух кустовых насосных станций, водозаборная станция и водораспре­ делительные блоки с нагнетательными скважинами.

С точки зрения иерархии уже традиционно просматриваются три уровня:

-нижний уровень - уровень объекта;

-средний уровень - уровень контроллеров;

-верхний уровень - уровень операторной.

Нижний уровень системы управления включает в себя поле­ вое оборудование, состоящее из датчиков и исполнительных уст­ ройств, установленных непосредственно на технологическом обо­ рудовании. Подразумевается, что в системе управления исполь­ зуется полевое оборудование, хорошо зарекомендовавшее себя на практике и выпускаемое серийно.

В рассматриваемом решении сделан акцент на максимально широкое использование интеллектуальной полевой шины Foundation Fieldbus. Эта шина позволяет связывать воедино до 16 интеллектуальных устройств по одной паре проводов на рас­ стоянии до 1900 м без применения репитеров. Кардинально рас­ ширяется объём собираемой информации, в который может вхо­ дить не только измеряемая величина, но и диагностическая ин­ формация об измерительном приборе, его калибровках, уставках. Появляется возможность дистанционно изменять характеристики устройств, оптимально адаптируя их к параметрам технологиче­ ского процесса.

Средний уровень системы - удаленные контроллеры Delta V кустовых насосных станций (на структурной схеме - одна) и контроллеры водораспределительных блоков ROC (Re­ mote Operated Controller). Эти контроллеры оборудованы ме-

332

СЕТЕВОЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИ Е КОМПОНЕНТОВ АСУТП

Для каналов связи системы Delta V, расположенных на кус­ товых насосных, предлагается использовать кабельные оптоволо­ конные линии связи, что является высоконадежным и много­ кратно проверенным решением.

Не исключается возможность создания удалённых опорных пунктов, например, на базе далеко расположенной кустовой на­ сосной станции, в которых размещается дежурный персонал и которые оборудованы всем необходимым, включая рабочую станцию с доступом для мониторинга и управления технологиче­ скими объектами, обслуживаемыми этим пунктом.

Средством объединения всех контроллеров, серверов и рабо­ чих станций системы управления в единое целое служит управ­ ляющая сеть Delta V, охватывающая все технологические уста­ новки ЦППД и операторную. Эта сеть строится на основе Ethernet и может содержать медные и оптоволоконные сегменты (внутри помещений - на основе медной витой пары, между зда­ ниями и до кустовых насосных станций - на основе оптического кабеля).

Контроллеры ROC не имеют полевого интерфейса Fieldbus, поэтому для подключения датчиков с таким интерфейсом при­ менены преобразователи интерфейсов Rosemount 3420. Преобра­ зователь осуществляет доступ к 4-м полевым шинам Foundation FieldBus, используя интерфейс Ethernet или RS-485 (протоколы Modbus TCP/IP, Modbus RTU, ОРС).

Связь контроллеров ROC водораспределительных блоков с верхним уровнем реализуется с помощью радиоканала.

Рекомендованные конфигурации сетевых устройств (коммута­ торов):

-Сетевой коммутатор 24 порта 10/100Base-TX (Cisco Catalyst 2950С);

-Сетевой коммутатор 8 портов 10/100Base-TX.

НАДЕЖНОСТЬ АСУТП

Надежность системы автоматизации обеспечивается за счет применения высоконадежных приборов и исполнительных меха­ низмов. Все полевые датчики с интеллектуальным интерфейсом обладают функциями самодиагностики.

Контроллеры, источники питания и аппаратура связи также имеют высокие показатели надежности. Время наработки на от­ каз для системы из двух источников питания, нерезервированно­ го контроллера Delta V, сетевого концентратора и полного набо-

335

резервированного контроллера эти значения, соответственно, увеличиваются. Для контроллеров ROC среднее время наработки на отказ превышает 15 лет, а в составе с полевыми приборами и источниками питания - 12 лет или 96 тыс. ч.

Глава 21

А В Т О М А Т И З А Ц И Я Т Е Х Н О Л О Г И Ч Е С К И Х О Б Ъ Е К Т О В Д О Б Ы Ч И И П О Д Г О Т О В К И П Р И Р О Д Н О Г О ГАЗА

За последние годы газовая промышленность постепенно пре­ вратилась из топливной отрасли в фундамент топливноэнергетического комплекса России. Удельный вес природного газа в структуре производства первичных энергоресурсов страны постоянно растет и сегодня уже составляет более 50 %.

Весь комплекс предприятий добычи, подготовки, транспорта, хранения, переработки, поставки и экспорта газа входит в еди­ ную систему газоснабжения (ЕСГ) России. Уникальность ЕСГ России состоит в том, что эта система объединяет в своём соста­ ве многие десятки газовых и газоконденсатных месторождений с общим объёмом добычи почти 600 млрд м3 газа в год, больше сотни установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Протя­ женность газопроводов различного назначения достигает 150 тыс. км. На транспорт газа по сетям магистральных газопроводов ра­ ботают сотни компрессорных станций, тысячи газоперекачиваю­ щих агрегатов. ЕСГ - это не только добыча и транспорт, а еще и распределение и учёт. В состав системы входят тысячи газорас­ пределительных станций, огромное количество газоизмеритель­ ных станций и систем учёта газа.

Все это говорит о том, что как объект управления ЕСГ Рос­ сии не имеет аналогов в мире.

Управление ЕСГ России регламентируется отраслевой систе­ мой оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) и тради­ ционно осуществляется иерархической многоуровневой систе­ мой - автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ), включающей следующие уровни управления:

•Центральный пункт диспетчерского управления (ЦПДУ) ОАО «Газпром».

•Центральные диспетчерские службы (ПДС) газодобываю­ щих, газотранспортных предприятий и предприятий подземного хранения газа.

336

ния не только конкретными технологическими процессами. Все АСУТП единой системы газоснабжения объединены в общую систему диспетчеризации. На вышележащем по отношению к АСУТП уровне иерархической системы управления (диспетчер­ ские пункты газопромысловых, линейно-производственных управлений), требуется оперативная и достоверная информация о технологических и хозрасчетных параметрах, на базе которой осуществляется управление всем комплексом объектов предпри­ ятия.

Оперативный обмен информацией между уровнями управле­ ния возможен лишь в том случае, когда АСУТП оборудованы современными программно-техническими комплексами. Однако системы автоматизации многих объектов газовой отрасли устаре­ ли и морально, и физически. Нередко еще встречаются щитовые системы управления, до сих пор используется пневмоавтома­ тика и старая телемеханика. Управление исполнительными уст­ ройствами реализуется с отдельных пультов управления или па­ нелей.

Одна из задач настоящего учебника - показать современные решения по автоматизации технологических процессов добычи и подготовки газа.

21.1. АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Добыча пластового газа обеспечивается эксплуатационными скважинами, объединенными в кусты (2...5 скважин). Подключе­ ние кустов скважин к УКПГ осуществляется, как правило, по индивидуальным газопроводам-шлейфам. Иногда к одному шлейфу подключается 2 куста. В зависимости от многих факто­ ров прокладка шлейфов может осуществляться надземным и подземным способами. В условиях Крайнего Севера (вечная мерзлота) распространение получил надземный способ.

На устье скважин пластовый газ имеет плюсовую температуру (10...30 °С). Но так как в состав газового потока кроме углеводо­ родов входит и пластовая вода, то в зимнее время, когда темпе­ ратура окружающей среды опускается до -20...-40 °С и даже ни­ же, в шлейфах возможно появление рыхлых кристаллических структур, образованных соединениями воды и углеводородов (гидратообразование). Гидратообразование способствует образо­ ванию пробок, что препятствует процессу доставки газа от скважин до УКПГ. Устранение гидратных пробок - сложная и дорогостоящая задача. Поэтому для предупреждения образования гидратов и борьбы с ними на устья скважин вводят ингибиторы (гликоли, метанол, раствор хлористого кальция, аммиак и др.).

338

Наиболее часто для целей ингибирования гидратообразования на Российских газодобывающих предприятиях используют ме­ танол.

Автоматизация газовых скважин является важной и актуаль­ ной задачей. При всей своей важности эта задача до сих пор не имеет удовлетворительного технического решения как у нас в стране, так и за рубежом. Связано это с рядом особенностей рас­ сматриваемых объектов. Во многих случаях скважины располо­ жены в малообжитой удаленной местности, где отсутствует дос­ таточная инфраструктура, постоянные источники электроснаб­ жения ненадежны, а часто и вообще отсутствуют (неэлектрифицированные скважины).

С другой стороны, до настоящего времени остается актуаль­ ной проблема измерения расхода газожидкостных потоков. Ос­ новными параметрами скважины являются устьевое давление,

температура потока, расход газа и жидкости, наличие механи­ ческих примесей в потоке, вызывающих абразивный износ обо­ рудования.

Наличие полной и достоверной информации о параметрах ра­ боты скважин позволяет оперативно принимать решения по из­ менению режима их работы:

-не допускать преждевременного обводнения;

-предотвращать разрушение призабойной зоны пласта и об­ разование песчаных пробок;

-не допускать остановок скважин при накоплении столба жидкости на забое;

-устанавливать энергосберегающий режим эксплуатации скважин, увеличивающий бескомпрессорный период их эксплуа­ тации и обеспечивающий высокую степень извлечения углеводо­ родов из недр;

-своевременно выполнять геолого-технические мероприятия, направленные на обеспечение работоспособности скважин и про­ водить оценку их эффективности.

В большинстве проектных решений по обустройству газовых месторождений контроль за дебитом скважин предусматривался только через контрольный сепаратор (лучевая схема сбора). При кустовом расположении скважин предусматривалось два вариан­ та контроля дебита: использование передвижных сепарационных установок и введение в обвязку куста газовых скважин факель­ ной измерительной линии (рис. 21.1). Наличие факельной линии позволяет проводить газодинамические исследования (ГДИ) для оценки дебита каждой скважины.

Для проведения газодинамических исследований скважина отключается от сборного коллектора, и поток переводится на фа­ кельную линию куста. На выходе факельной линии устанавлива-

339

12*

Рис. 21.1. Обвязка куста скважин с факельной линией:

ЗШ - задвижка шлейфовая; ЗФ - задвижка факельная; ДИК Т - диафрагменный измеритель критического течения

ется диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), из которого газ выбрасывается в атмосферу.

Устанавливая поочередно на ДИКТ диафрагмы различного диаметра, изменяют режимы работы скважины. Как правило, ис­ следования выполняют на 3...5 стационарных режимах. На каж­ дом режиме скважина работает на ДИКТ в течение определенно­ го времени (от получаса до нескольких часов) и после его стаби­ лизации операторы фиксируют давление и температуру на ДИКТ и на устье скважины.

По известным температуре, давлению, диаметру измеритель­ ной диафрагмы на ДИКТе и составу пластового газа рассчитыва­ ется дебит скважины на каждом исследуемом режиме. По ре­ зультатам расчёта строится график зависимости устьевого давле­ ния от дебита пластового газа (рис. 21.2). С помощью этого гра­ фика по давлению на рабочем режиме можно оценить дебит га­ зовой скважины.

Но оценки дебита скважины, полученные из графика, могут значительно отличаться от фактических показателей. Пусть из­ меренное устьевое давление составило 47,9 атм. Это давление определено с погрешностью порядка 1 % (меньшую погрешность измерения трудно обеспечить в промысловых условиях). Тогда для значений изменения давления в интервале 47,9 атм. ±1 % соответствующие значения дебита будут находиться в интервале от 480 тыс. нм3/сут до 680 тыс. нм3/сут (эта область подкрашена на рис. 21.2). Следовательно, утверждать можно лишь то, что истинное значение дебита скважины на рабочем режиме нахо­ дится в оцененном интервале расходов. Очевидно, что такая оценка дебита оказывается достаточно грубой.

Кроме того, газодинамические исследования требуют больших временных затрат, отличаются большой трудоёмкостью работ,

340