Роль асу тп на нефтеперерабатывающем заводе

Необходимость модернизации систем управления технологическими процессами на промышленных предприятиях в России объясняется следующими причинами:

    критическое состояние основных производственных фондов; требования по соблюдению жестких международных и национальных стандартов по безопасности производства, особенно на опасных производственных объектах; появление на рынке современного контроллерного оборудования на базе открытых стандартов, разработок систем резервирования и аварийных защит, что значительно повышает возможности систем управления.

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) – это человеко-машинная система управления, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления технологическим объектом в соответствии с принятым критерием.

АСУ ТП предназначены для использования исключительно в технологических процессах. Они обеспечивают весь спектр задач управления – от чисто дискретного до программно-логического управления периодическими процессами и рецептурами. АСУ ТП строятся на основе отказоустойчивой, высоконадежной вычислительной техники промышленного исполнения для долговременной, круглосуточной эксплуатации на технологических объектах, для которых последствия отказа представляют серьезную угрозу для оборудования, для жизни и здоровья людей.

Комплекс АСУ ТП включает в себя распределенную систему управления (РСУ) и системы противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ). РСУ, в свою очередь, представляет собой программно-аппаратный комплекс, состоящий из контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА), программируемого логического контроллера (ПЛК) и человеко-машинного интерфейса (станция оператора, станция инженера, станция инженера КИПиА).

На нижнем уровне контроллеры АСУ ТП выполняют измерение параметров технологического процесса и управляют его протеканием. Передают информацию на верхний уровень через коммуникационный сервер сетевого уровня.

Связь между элементами АСУ ТП осуществляется через промышленную цифровую сеть, по которой команды поступают к исполнительным устройствам или контроллерам с централизованного пульта управления или с отдельных устройств для обеспечения диспетчеризации. Обратную связь обеспечивают при помощи разнообразных датчиков.

На верхнем уровне расположены операторские станции и сервер системы. На сервере системы располагается вся архивная информация, база данных ПО контроллеров. На операторских станциях отображается мнемосхема объекта со всеми текущими измеренными параметрами. Оператор ведет технологический процесс, имея всю нужную информацию на экране монитора.

    контроллеры; устройства для сопряжения контроллеров с датчиками и исполнительными механизмами; модули цифрового интерфейса; операторские станции и серверы системы; сети; автоматизированная система диспетчерского управления для передачи технологических параметров в диспетчерскую.

    операционные системы реального времени; средства разработки и исполнения технологических программ; системы сбора данных и оперативного диспетчерского управления

Системы управления технологическими процессами обладают рядом специфических свойств, присущих только этим системам. Процедуры управления сами по себе представляют значительную опасность, поскольку требуют согласованного изменения состояния многих элементов технологического оборудования и зависят от безупречного выполнения как вполне определенных последовательностей автоматических операций, так и согласованных действий технологического персонала.

Потенциальная опасность систем управления состоит в возможности отказов, что является органическим свойством этих систем.

Среди угроз обеспечения информационной безопасности, свойственных АСУ ТП, можно выделить три класса:

угрозы техногенного характера; угрозы антропогенного характера; угрозы несанкционированного доступа.

Это угрозы, обусловленные физическим воздействием на компоненты АСУ ТП. Для защиты от данного класса угроз применяются меры и средства обеспечения безопасности от несанкционированного физического доступа и обеспечивают технический контроль доступа к ключевым компонентам АСУ ТП.

К угрозам антропогенного характера относятся угрозы преднамеренного и непреднамеренного действия персонала, занятого обслуживанием АСУ ТП, в том числе ошибки в организации работ с компонентами АСУ ТП.

Поскольку компоненты АСУ ТП взаимодействуют с ЛВС предприятия для передачи информации о состоянии технологической среды, а также для формирования управляющих воздействий на технологические объекты, необходимы меры по формированию выделенных технологических сетей передачи данных и использованию периметральных средств защиты (средства межсетевого экранирования, обнаружения вторжений, криптографической защиты каналов связи).

Практически любая АСУ ТП уязвима, что может привести к нарушению корректной работы технологического процесса и реализации угроз несанкционированного доступа к информации, обрабатываемой в следующих системах:

    системах диспетчерского управления и сбора данных (SCADA); отдельных интерфейсах управления объектами автоматизации; элементах телеметрической подсистемы и телемеханики; прикладных приложениях для анализа производственных и технологических данных; системах управления производством (MES-системы).

Исходя из мирового опыта, можно обозначить следующие наиболее часто встречающиеся уязвимости:

исполнение произвольного кода (неавторизованное, авторизованным пользователем); загрузка и исполнение произвольных файлов; отказ в обслуживании; уязвимости, вызывающие повышение привилегий; раскрытие информации для доступа к базе данных.

Реализация перечисленных уязвимостей позволяет остановить технологический процесс и привести к аварийной ситуации. Следует обеспечивать информационную безопасность используемой для программно-аппаратного комплекса АСУ ТП операционной системы, на которую устанавливается прикладное программное обеспечение.

Понятие безопасности в сетях и информационных системах предприятий и компаний значительно отличается от понятия безопасности для АСУ ТП. Если для первых наиболее важна конфиденциальность данных, то для АСУ ТП на первом месте находится безопасность персонала, оборудования, самих технологических процессов. Отсюда и различия в подходах к обеспечению безопасности. В качестве некоторых основных угроз в области информационной безопасности для АСУ ТП можно выделить:

    активное создание вредоносного программного обеспечения, коммерциализация этого процесса, приводящая к созданию вредоносных программных комплексов, снабженных различными инструментами взлома систем защиты информации, а также технической поддержкой (например, поддержкой по обновлению вредоносного кода); использование спама (массовой рекламной рассылки без согласия получателя) и фишинга (кражи или получения обманным путем конфиденциальных данных, рассылки спама и т. д.); утечки информации, связанные как с проникновением злоумышленников извне, так и со сбором и передачей инсайдерской (внутренней) информации; проблемы, связанные с квалификацией работников компаний в области информационной безопасности; несогласованность действий сторон в процессе передачи и использования информации, в том числе составляющей коммерческую тайну.

Ключевая из обозначенных угроз – проблема квалификации работников организации, особенно тех, в задачи которых входит обеспечение информационной безопасности, в том числе безопасности АСУ ТП. На предприятиях при проведении системной работы по обеспечению безопасности АСУ ТП необходимо вводить и соблюдать особые требования к такому персоналу.

Специалисты по информационной безопасности должны обладать следующими навыками и знаниями:

    состава и перспектив развития критически важных объектов управления производством и технологическими процессами, командных (управляющих) и измерительных систем, используемых в организации, в том числе тех, нарушение штатного режима функционирования которых может привести к значительному вреду для производственных процессов и повлечь за собой негативные последствия для предприятия; архитектуры, состава, принципов и особенностей работы информационно-управляющих (в том числе используемых для управления непрерывными технологическими процессами), командных, измерительных и информационно-телекоммуникационных систем, предназначенных для управления критически важными объектами предприятия и (или) для информационного обеспечения управления такими объектами; методов и способов обеспечения безопасности, в том числе информационной, применяемых на критически важных объектах управления производством и технологическими процессами предприятия; регламентации деятельности субъектов в области обеспечения безопасности информации в информационно-телекоммуникационных системах для недопущения реализации возможных угроз безопасности информации или минимизации ущерба от их реализации и сохранения устойчивого и безопасного функционирования предприятия.

Реализация системы обеспечения информационной безопасности (СОИБ) АСУ ТП представляет собой комплексную задачу, решение которой должно выполняться на трех уровнях – административном, процедурном и на уровне программно-технических мер.

Охватывает действия общего характера, осуществляемые руководством предприятия. Главная цель мер административного уровня – формирование программы работ по обеспечению информационной безопасности АСУ ТП с учетом общей концепции защиты АСУ ТП.

Основой программы является набор документов, которые регламентируют высокоуровневый подход к обеспечению информационной безопасности, а также описывают политику развития СОИБ АСУ ТП.

Ориентирован на человеческий фактор. Главная цель – определение и выполнение требований по обеспечению безопасности компонентов АСУ ТП за счет формирования и принятия пакета организационной документации, направленной на создание и поддержание режима СОИБ АСУ ТП.

Образует основной рубеж обеспечения информационной безопасности АСУ ТП.

На этом уровне реализуется ряд сервисов обеспечения информационной безопасности:

    управление доступом; обеспечение целостности; обеспечение безопасного межсетевого взаимодействия; антивирусная защита; анализ защищенности; обнаружение вторжений; управление системой обеспечения информационной безопасности (непрерывный мониторинг состояния, выявление инцидентов, реагирование).

Решение задачи управления системой СОИБ АСУ ТП выполняется с использованием средств аудита и контроля защищенности, предназначенных для отслеживания состояния защищенности и оповещения администратора в случае возникновения угроз безопасности.

Современный подход к автоматизации заключается в формировании автоматизированных систем управления и защиты как главного элемента единой системы обеспечения безопасности процесса. Классическая АСУ ТП в самом общем виде объединяет в себе два взаимосвязанных компонента:

систему противоаварийной защиты (ПАЗ); распределенную систему управления (РСУ). Современные международные стандарты безопасности автоматизации предписывают рассматривать системы управления и защиты комплексно, целиком – как всеобъемлющие системы безопасности и как конкретную систему для конкретного технологического объекта.

Системы безопасности выполняют функции защиты рабочего персонала и машинного оборудования при возникновении аварийной ситуации.

Системы ПАЗ нашли широкое применение в составе АСУ ТП ввиду ужесточившихся требований по предотвращению аварийных ситуаций, возросшего уровня автоматизации технологических процессов, что влечет за собой увеличение вероятности возникновения аварий.

Системы ПАЗ предназначены для поддержания технологического оборудования и производства в безопасном состоянии, своевременного выявления и предупреждения аварийных ситуаций, проведения аварийных блокировок по заданным алгоритмам в случае возникновения аварийных ситуаций и останова технологического процесса и оборудования, а также защиты персонала, технологического оборудования и окружающей среды в случае возникновения на управляемом объекте нештатной ситуации, развитие которой может привести к аварии.

Согласно требованиям “Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств”, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 96 от 11 марта 2013 г., АСУ ТП должна обеспечивать:

    постоянный контроль параметров технологического процесса и управление режимами для поддержания их регламентированных значений; регистрацию срабатывания и контроль работоспособного состояния средств ПАЗ; постоянный анализ изменения параметров в сторону критических значений и прогнозирование возможной аварии; срабатывание средств управления и ПАЗ, прекращающих развитие опасной ситуации; срабатывание средств локализации и ликвидации аварий, выбор и реализацию оптимальных управляющих воздействий; проведение операций безаварийного пуска, остановки и всех необходимых для этого переключений; выдачу информации о состоянии безопасности на объекте в вышестоящую систему управления.

Роль АСУ ТП в настоящее время заключается не только в облегчении работы персонала, но и в повышении уровня промышленной и экологической безопасности объектов.

Общие требования безопасности к производственному оборудованию и производственным процессам установлены ГОСТ 12.3.002–75 “Система стандартов безопасности труда. Процессы производственные. Общие требования безопасности” и ГОСТ 12.2.003–91 “Оборудование производственное. Общие требования безопасности”.

Безопасность производственных процессов в основном определяется безопасностью производственного оборудования. Производственное оборудование, в частности, должно иметь систему управления оборудованием, обеспечивающую надежное и безопасное ее функционирование во всех предусмотренных режимах работы оборудования и при всех внешних воздействиях в условиях эксплуатации. Система управления должна исключать создание опасных ситуаций из-за нарушения работниками последовательности управляющих действий.

Федеральным законом от 4 марта 2013 г. № 22-ФЗ “О внесении изменений в Федеральный закон “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”, отдельные законодательные акты Российской Федерации и о признании утратившим силу подпункта 114 пункта 1 статьи 333.33 части второй Налогового кодекса Российской Федерации” определено понятие системы управления промышленной безопасностью (СУПБ). Под СУПБ понимается комплекс взаимосвязанных организационных и технических мероприятий, осуществляемых организацией, эксплуатирующей опасный производственный объект (ОПО), в целях предупреждения аварий и инцидентов на ОПО, локализации и ликвидации последствий таких аварий.

С 1 января 2014 г. все организации, эксплуатирующие ОПО I или II класса опасности, обязаны создать системы управления промышленной безопасностью (СУПБ) и обеспечивать их функционирование. При этом СУПБ должны обеспечивать идентификацию, анализ и прогнозирование риска аварий на ОПО и связанных с такими авариями угроз, планирование и реализацию мер по снижению риска аварий на ОПО.

Таким образом, круг задач, решаемых АСУ ТП, и в частности ее составным элементом – системой ПАЗ, полностью отвечает требованиям Федерального закона № 22-ФЗ от 4 марта 2013 г. и органично входит в состав технических мероприятий по предупреждению аварий и инцидентов на ОПО, локализации аварий.

Http://www. secuteck. ru/articles2/security-director/bezopasnost-asu-tp-kriticheski-vazhnyh-obektov

Технологическое содержание производственного труда принято называть технологическим процессом (ТП). Для целей организации и нормирования труда ТП расчленяют на операции. Операция – это часть ТП, выполняемая над определенным предметом труда на одном рабочем месте одним или группой рабочих.

Для представления ТП как объекта управления используется язык теории управления. В простейшем случае ТП представляется в виде одномерного объекта (рис.1.1.2а), на входе которого действует переменная x(t), характеризующая какое-либо свойство сырья, а на выходе имеем переменную у(t), характеризующую какое-либо свойство готового продукта.

В общем случае ТП представляется в виде многомерного объекта (рис.1.1.2б), на входе которого действует векторная переменная Х(t) с составляющими x1(t). xn(t).

К этим переменным относятся все свойства сырья и оборудования (хим. состав, размеры, механические свойства и т. д.). Параметры процесса, характеризующие условия протекания (температура, давление, число оборотов, скорость и т. д.), описывается векторной функцией Z(t) с составляющими z1(t). zm(t). Выходные переменные описываются вектором У(t) с составляющими y1(t). yn(t).

АСУТП – человеко – машинная система управления, обеспечивающая автоматизированный сбор и обработку информации, необходимой для оптимизации управления ТОУ (техническим обьектом управления) в соответствии с принятым критерием. Критерий управления АСУТП – это соотношение, характеризующее качество функционирования ТОУ в целом и принимающее конкретные числовые значения в зависимости от используемых управляющих воздействий.

Технико-экономический показатель (себестоимость, производительность ТОУ и т. п.)

Технический показатель (параметр процесса, характеристики выходного продукта).

Система управления ТОУ является АСУТП в том случае, если она осуществляет управление ТОУ в целом в темпы протекания ТП и если в выработке и реализации решений по управлению участвуют средства ВТ и другие технические средства и человек – оператор.

Функции АСУТП – это круг (совокупность) действий системы, направленных на достижение частной цели управления функции АСУТП подразделяются на:

Управляющие– результатом которых являются выработка и реализация управляющих воздействий на ТОУ [регулирование (стабилизация) отдельных технологических переменных, однотактное логическое управление операциями или аппаратами, программное логическое управление группой оборудования, оптимальное управление установившимися или переходными технологическими режимами, адаптивное управление объектом в целом]. Отличительная особенность управляющих и информационных функций АСУТП – их направленность на конкретного потребителя (ТОУ, оперативный персонал, смежные системы управления).

Информационные– содержанием которых является сбор, обработка и представление информации о состоянии АТК (автоматизированный технический комплекс) оперативному персоналу или передача этой информации для последующей обработки [централизованный контроль и измерение технологическич параметров, косвенное измерение параметров процесса, формирование и выдача данных оперативному персоналу АТК, подготовка и передача информации в смежные системы управления, обобщенная оценка и прогноз состояния АТК и его оборудования].

Вспомогательные– это функции обеспечивающие решение внутри системных задач. Они имеют потребителя вне системы [контроль за функционированием и состоянием технических средств, контроль за хранением информации и т. п.]

Техническое обеспечение (вычислительные и управляющие устройства, средства получения (датчики), преобразования, хранения, отображения и регистрации информации, устройства передачи сигналов и исполнительные устройства).

Программное обеспечение – совокупность программ, необходимая для реализации функций АСУТП, заданного функционирования КТС и предполагаемого развития системы.

Информационное обеспечение включает информацию, характеризующую состояние АТК, системы классификации и кодирования технологической и технико-экономической информации, массива данных и документов, необходимых для выполнения всех функций АСУТП, в том числе нормативно-справочную информацию.

Организационное обеспечение – совокупность описаний функциональной, технической и организационных структур, инструкции для оперативного персонала, обеспечивающих задание функционирования его в составе АТК.

Технологи-операторы, осуществляющие контроль за управлением ТОУ с использованием рекомендаций выработанных АСУТП.

Комплекс технических средств (КТС) АСУТП представляет собой управляемую вычислительную систему, структура которой представлена на рис.2.

КТС АСУТП отличается от КТС других АСУ блоком УСО (устройство сопряжения с объектом), который обеспечивает связь ЭВМ с датчиками и исполнительными устройствами, установленными на объекте управления ОБ. Другие компоненты, указанные на схеме Процессор (Проц.), Память (ЗУ), канал и устройства ввода/вывода (ВВ/ВЫВ), составляют ядро КТС, функционально идентичное ядру КТС любой другой АСУ. В качестве ЭВМ в современных АСУТП используются персональные ЭВМ или специальные микропроцессорные устройства.

Ведущие разработчики средств для построения АСУ ТП все больше внимания уделяют открытости систем, возможности ее взаимодействия не только с внешним миром, но и тесной интеграции с другими системами. Как правило, эти задачи решаются на уровне ПО, и особую роль здесь играет поддержка наиболее распространенных стандартов и технологий.

Среди доступных на рынке программных пакетов для построения АСУ ТП наибольшим авторитетом пользуются SCADA-пакеты американской компании Intellution. В частности, такие из них, как: FIX32, FIX DMACS, iFIX. Огромный объем внедрения — более 190 тыс. инсталляций — является хорошим подтверждением качества и развитой функциональности этого программного продукта. В настоящее время компания предлагает семейство программных средств, позволяющих решать и смежные задачи.

Так, последняя версия SCADA-пакета iFIX 3.0 выделяется на общем фоне использованием передовых информационных технологий от Microsoft, а также собственными специализированными разработками. Пакет поддерживает распределенную архитектуру клиент-сервер и такие технологии, как Visual Basic for Application (VBA) 6.3, OLE for Process Control (OPC) 2.0, Component Object Model (COM), ActiveX, Secure Containment и др. . Intellution имеет значительный опыт разработок, превышающий 20 лет, и последовательно развивает свои программные продукты на платформе Microsoft. Сегодня это Windows NT/00/XP.

На базе программных продуктов компании Intellution создано большое количество систем диспетчерского управления для ведущих мировых компаний добычи, транспорта и переработки нефти. К их числу относятся: West Shore Pipelines — управление нефтяным трубопроводом длиной 283 мили в США, Trapil — транспорт нефти, Marathon Pipeline — транспорт нефти и нефтепродуктов во Франции, PDVSA — нефтеперерабатывающий завод в Венесуэле, BPX Alaska — добыча нефти (США), ESSO — нефтеналивные терминалы (Великобритания), корпорация Chevron — управление нефтяными платформами в Тихом океане (Калифорния, США) и многие другие.

В России программные средства компании Intellution также хорошо известны специалистам АСУ ТП нефтегазовых предприятий. Среди пользователей FIX в нашей стране такие крупные компании, как «Транснефть», «ЮКОС», «ЛУКОЙЛ», «Надымгазпром», «Сургутгазпром», «Уренгойгазпром», «Ямбургаздобыча», «Волготрансгаз», «Лентрансгаз», «Киевтрансгаз» и т. д.

Http://studfiles. net/preview/1714631/page:4/

За прошедшее десятилетие автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) нефтепереработки и нефтехимии получили существенное развитие в количественном и качественном отношениях. Установилась масштабная деятельность зарубежных и отечественных фирм по созданию программного обеспечения для решения задач контроля и управления технологическими процессами. Появились организации, выполняющие разработку и внедрение АСУТП ”под ключ”, включая изготовление и комплектацию оборудования. Усилившаяся конкурентная борьба способствовала повышению качества и снижению стоимости технических средств, программного обеспечения и выполняемых работ. Большое внимание уделяется повышению надежности систем.

Основными направлениями совершенствования функций контроля и управления в АСУТП является разработка алгоритмов реального времени для косвенного контроля неизмеряемых переменных, автоматизация настройки регуляторов, введение адаптивного одноконтурного и многосвязного регулирования, применение оптимального управления и экспертных систем. В основе всех указанных разработок лежит математическое моделирование технологических процессов методами статистики (объектно-независимые пакеты), формальной кинетики (объектно-зависимые пакеты) и теории нечетких множеств (для экспертных систем).

Продолжается совершенствование комплекса технических средств АСУТП. Осуществлен переход от устаревшего пневматического оборудования и традиционных щитовых систем к бесщитовым распределенным микропроцессорным АСУТП сетевой архитектуры, в составе которых широко используются IBM-совместимые компьютеры и новейшие программные средства. В управлении технологическими процессами, как правило, используются сети, являющиеся разновидностями стандартного МАР–протокола для автоматизации производства, разработанного компанией General Motors (США).

АСУТП нефтепереработки и нефтехимии традиционно строится по двухуровневому принципу.

Подсистема нижнего уровня АСУТП, информационно-управляющая подсистема, предназначена для оперативного контроля, автоматического регулирования и ручного дистанционного управления процессами, программно-логического управления технологическими агрегатами, контроля состояния, сигнализации, блокировки и защиты оборудования в аварийных ситуациях.

Информационно-управляющая подсистема является централизованной по характеру процессов контроля и управления и распределенной по аппаратной реализации своих функций. Задачи контроля и управления, решаемые на каждом рабочем месте в рамках этой подсистемы, достаточно универсальны и мало зависят от свойств объекта управления, а используемое программное обеспечение определяется выбором технических средств.

Функционирование информационно-управляющей подсистемы связано с переработкой текущей информации, поступающей с объекта. Решение за­дач, использующих информацию, накапливаемую за достаточно продолжи­тельные интервалы времени, как правило, характерно для верхнего уровня АСУТП.

Подсистема верхнего уровня АСУТП ориентирована на решение задач расчетного характера и является централизованной как по способам хранения и обработки информации, так и по аппаратной реали­зации. В составе функциональных задач верхнего уровня АСУТП выполняются технологиче­ские и технико–экономические расчеты, диагностика состояния технологического оборудования и учет времени его работы, прогнозирование показателей качества выпускаемой продукции, оптимальное управление ус­тановкой в целом и каждой из ее секций, архивирование значений технологических переменных с целью их апостериорного анализа.

Определяющими факторами, характеризующими качество подсистемы верхнего уровня, является, прежде всего, универсальность используемых алгоритмов, обеспечивающая возможность их применения на различных объектах, а также гибкость системы, удобство ее настройки и сопровождения.

В составе технических средств распределенных АСУТП выделяются следующие аппаратно-функциональные элементы:

– субкомплексы связи с объектом, обеспечивающие сбор информации, формирование и выдачу управляющих воздействий;

– рабочие места операторов-технологов, реализующих систему отображения информации и человеко-машинный интерфейс связи с процессом;

При организации субкомплексов связи с объектом большинство зарубежных и отечественных фирм считают основным подходом использование программируемых контроллеров как в составе сложных систем, так и автономных. Высокая надежность микропроцессорных программируемых контроллеров (МПК) обеспечивается путем аппаратного резервирования (дублирования или двойного дублирования) устройства в целом или отдельных информационных каналов. Живучесть выполняемых функций достигается высокой степенью их распределенности по аппаратным средствам за счет применения функциональных плат.

Рабочее место оператора-технолога предназначено для обеспечения контроля и управления ходом технологического процесса и его агрегатами без привлечения дополнительных средств. Организовано рабочее место опе­ратора-технолога на базе контроллеров, оснащенных цветными графиче­скими терминалами, алфавитно-цифровыми и функциональными клавиату­рами. Многие фирмы используют сенсорные экраны, позволяющие перемещать курсор по полю экрана прикосновением пальца.

Http://studopedia. su/11_62346_asutp-neftepererabotki-i-neftehimii. html

Одним из способов повышения надежности электроснабжения является внедрение современной системы диспетчеризации. Такая система позволяет в реальном времени отслеживать режимы работы системы, своевременно фиксировать изменения режима, предотвращать перегрузки, оптимизировать расход энергоресурсов, быстро реагировать на нарушения в работе и максимально точно устанавливать причину технологических нарушений. В статье пойдет речь о создании системы диспетчерского управления (СДУ) на Комсомольском нефтеперерабатывающем заводе компании «Роснефть».

Комсомольский НПЗ располагается в г. Комсомольск-на-Амуре, занимая территорию около 2 кв. километров. Мощность завода позволяет перерабатывать до 8 млн тонн нефти в год. Завод является одним из основных поставщиков нефтепродуктов на рынок Дальнего Востока.

Предприятие обеспечивается электроэнергией от четырех линий 110 кВ. На территории завода расположены две главные понизительные трансформаторные подстанции (ГПП) 110/6 кВ (НПЗ-1 и НПЗ-2), около десяти распределительных подстанций (РТП) 6 кВ и более двух десятков трансформаторных подстанций (ТП), обеспечивающих питание 0,4 кВ. Территориальная рассредоточенность электрохозяйства соответствует размерам самого предприятия. Длины кабельных линий между отдельными подстанциями достигают нескольких сотен метров. В общей сложности распредустройства обеспечивают подключение нескольких сотен фидеров, большинство из которых оборудовано микропроцессорными устройствами защиты.

Столь масштабная система не может работать без централизованного управления, поэтому на предприятии в службе главного энергетика существует диспетчерская служба, круглосуточно следящая за работой энергохозяйства. Однако до внедрения системы диспетчеризации дежурная смена сталкивалась с рядом проблем. На диспетчерском пункте был установлен мнемощит (рис. 1), на который выводилась информация только о положении коммутационных аппаратов основных присоединений, без какой-либо дополнительной информации. Сообщения о перебоях электроснабжения остальных потребителей поступали, как правило, по телефону от дежурных соответствующих цехов. После этого дежурный электромонтер пешком или на служебном транспорте прибывал на РТП, где произошло нарушение, и приступал к действиям по восстановлению схемы. Причины перебоев устанавливались по визуальной индикации устройств защиты, которая дает очень ограниченное количество информации. Отсутствие автоматической привязки к единому времени всех устройств системы затрудняло определение последовательности развития аварий. Дополнительную сложность эксплуатационным службам добавляло то, что разные распределительные устройства строились в разное время с использованием оборудования разных производителей. Все это приводило к довольно длительным простоям, а неточности в определении причин повышали вероятность повторных аварий.

Трудности были и со сбором информации о текущих режимах работы. Данные собирались вручную, путем ежедневных обходов. Дежурные фиксировали показания щитовых приборов и счетчиков технического учета электроэнергии, и на основании собранных данных принималось решение о необходимости принятия каких-либо мер по изменению режимов работы и уставок РЗА.

Сам мнемощит был реализован достаточно простым образом – лампы сигнализации подключались кабелем напрямую к сухим контактам положения коммутационных аппаратов. Такое решение при всей простоте не являлось достаточно надежным, из-за длины линий связи и большого количества промежуточных контактов. В результате, большую часть времени мнемощит не был полностью исправен. Кроме того, такой подход крайне затруднял, либо делал невозможным вывод дополнительной аналоговой информации – величин токов или мощностей по присоединениям.

Для исправления всех этих недостатков и замечаний в 2013 году руководство завода приняло решение о внедрении новых, оперативных средств диагностики и управления энергохозяйством и создании современной единой системы диспетчеризации. Работа в этом направлении велась поэтапно и на всех этапах создания СДУ работы выполняла «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ».

ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» – инжиниринговая компания, располагается в Санкт-Петербурге, c 1990 года специализируется на разработке, производстве и внедрении средств для автоматизации объектов электроэнергетики.

Сотрудничество Комсомольского НПЗ и компании НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» началось в 2000 году, когда на НПЗ-1, обеспечивающей электропитание завода от двух линий 110 кВ, была установлена система регистрации аварийных событий «НЕВА» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

Данная система состояла из регистратора и автоматизированного рабочего места (АРМ) дежурного, на котором просматривались аварийные осциллограммы и отображалась информация о текущем положении коммутационных аппаратов и значения токов и напряжений. Система позволила в реальном масштабе времени отслеживать изменение текущих нагрузок по основным потребителям, а так же вести подробную запись аварий: осциллограммы токов и напряжений (64 канала) и последовательность срабатывания всех механизмов защит и автоматики с точностью до 1 мс (до 240 сигналов). Это существенно упростило выяснение причин аварий и позволило принимать необходимые меры по предотвращению повторения аварийных ситуаций. Кроме того, наличие осциллограмм позволило аргументированно отстаивать позицию в спорах с энергоснабжающей организацией.

К 2013 году было завершено строительство и ввод новой трансформаторной подстанции НПЗ-2 для подключения к двум новым линиям 110 кВ. В рамках этого проекта было проведено объединение существующей системы РАС НПЗ-1 и новой системы НПЗ-2, и реализована отказоустойчивая схема с применением двух серверов с горячим резервированием. На этапе проектирования было принято решение, что система «НЕВА», будет использоваться не только как регистратор аварийных событий, но и как система дистанционного управления распредустройствами. Примененные решения позволили собирать информацию со всех микропроцессорных устройств защиты как КРУЭ-110 кВ, так и КРУ 6 кВ на одном автоматизированном рабочем месте (АРМ) (рис. 2), и с этого же рабочего места управлять всеми коммутационными аппаратами.

В ходе выполнения данных работ в службе главного энергетика были окончательно сформированы требования к системе диспетчеризации всего энергохозяйства завода. Наличие уже работающей системы управления ГПП повлияло на выбор компании для реализации проекта, так как использование уже существующей инфраструктуры и оборудования упростило и удешевило реализацию. Предполагалось серьезное развитие существующей системы – предстояло собрать полную информацию о работе десятка распределительных трансформаторных подстанций. Количество осциллографируемых сигналов с более чем 300 ячеек на всех распредустройствах превысило 2000. В систему должны были быть интегрированы более 200 микропроцессорных терминалов защит, а количество сигналов телеуправления достигло 300. Все это потребовало установки специализированного программного обеспечения (ПО) – полноценной SCADA-системы (от англ. Supervisory Control And Data Acquisition – диспетчерское управление и сбор данных). В качестве такой системы была выбрана «СКАДА-НЕВА» разработки НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

Для обеспечения непрерывности электроснабжения предприятия выполнение работ было разбито на 18 последовательных этапов. Был составлен график работ, подробный проект, список устанавливаемого оборудования, а также оборудования, которое предстояло интегрировать в систему диспетчерского управления.

В процессе реализации СДУ было установлено более 30 шкафов с контрольным и коммуникационным оборудованием, смонтировано 3,5 километра контрольных кабелей и проложено 2 километра оптоволоконного кабеля, в дополнение к существующим каналам связи. Были решены проблемы совместимости с устаревшим и уже снятым с производства микропроцессорным оборудованием. Помимо этого, уже в ходе работ в проект добавлялись новые задачи. Например, при реконструкции системы освещения завода, которая производилась в это же время, было решено реализовать управление освещением средствами строящейся системы диспетчерского управления. В результате суммарное количество сигналов, обрабатываемых SCADA-системой, достигло 20 000.

Установленный программно-технический комплекс (ПТК) «НЕВА» аппаратно состоит из регистраторов аварийных событий «НЕВА-РАС», каналов связи, коммутационного оборудования, преобразователей последовательных интерфейсов, сервера точного времени и двух серверов обработки и хранения данных с установленным программным обеспечением «СКАДА-НЕВА» (рис. 3).

Рис. 3. Структурная схема СДУ базе ПТК «НЕВА» (чтобы увеличить схему, нажмите на нее)

«НЕВА-РАС», установленные на каждой трансформаторной подстанции, ведут сбор текущей информации о состоянии ТП, протекающих нагрузках и положении коммутационных аппаратов, производят запись аварийных осциллограмм при появлении признаков аварии, осуществляют передачу данных на верхний уровень и выдают команды на исполнительные механизмы распредустройства.

Одновременно с микропроцессорных устройств РЗА по шине RS-485 собираются данные нормального режима и записи журналов срабатывания защит. Для подключения терминалов защит к общей сети использованы преобразователи интерфейсов RS-485/Ethernet. Количество аналоговых сигналов передаваемых всеми устройствами РЗА больше, чем «НЕВА-РАС», но эти данные не подходят для записи аварийных процессов и используются для записи в архив нормального режима и отображения на рабочих местах пользователей.

Команды управления могут передаваться, как прямо на устройства РЗА по шине RS-485, так и через выходные реле телеуправления, установленные в «НЕВА-РАС». Конструктивно, второй способ несколько сложнее, но он позволяет управлять практически любыми механизмами, в том числе не оборудованные микропроцессорными устройствами. Кроме того, встроенный в регистраторы аварийных событий интерпретатор позволяет выполнять дополнительные алгоритмы блокировки. В таких алгоритмах могут учитываться команды пользователя, текущие аналоговые измерения и телесигналы, собираемые «НЕВА-РАС». В реализуемой системе диспетчеризации используется управление, как через микропроцессорные устройства защиты, так и через регистраторы аварийных событий в зависимости от контролируемого оборудования и необходимости реализации дополнительных блокировок.

Связь всех компонентов системы обеспечивается по сети Ethernet, построенной с использованием сетевых коммутаторов промышленного исполнения с поддержкой технологий избыточности. Для объединения удаленных сегментов сети используются оптоволоконные каналы, а для повышения пропускной способности подключения серверов использованы порты Gigabit Ethernet.

Пунктиром на данной схеме показаны каналы связи, которые будут построены при дальнейшем расширении системы. При этом сеть будет преобразована в избыточную отказоустойчивую структуру. На данном этапе, для минимизации последствий возможных отказов сетевого оборудования или обрывов каналов связи два сервера установлены в разных сегментах сети. При полностью исправной работе сети, один из серверов выполняет роль ведущего (master), другой – роль ведомого (slave). В случае пропадания связи между серверами каждый из них самостоятельно выполняет все функции в пределах своего сегмента.

В состав программного обеспечения «СКАДА-НЕВА», внедренного на КНПЗ, входят необходимые компоненты для сбора, хранения, просмотра и анализа информации о состоянии электрооборудования. В первую очередь, это программа «Мнемосхема», которая выполняет функцию мнемощита – отображает текущее состояние коммутационных аппаратов и множество других параметров: как измеренных, так и рассчитанных на их основе. Гибкая система видеокадров позволяет просматривать информацию с различной степенью детализации: от общей схемы завода, с перечислением основных параметров (аналогично старому мнемощиту) до отдельных ячеек распредустройств с отображением подробной информации по данному присоединению (рис. 5). Также непосредственно из программы «Мнемосхема» производится управление оборудованием, с контролем выполнения команд. В результате, в помещении диспетчерского пункта завода был демонтирован старый мнемощит, а на его месте была смонтирована видеопанель, подключенная к АРМ дежурного. Несмотря на относительно большие размеры видеопанели, для удобства персонала в будущем предполагается ее расширение, путем объединения нескольких аналогичных панелей в одну видеостену.

Рис. 5. Детализация видеокадров от общей схемы завода до ячеек распредустройств (чтобы увеличить изображение, нажмите на него)

Все события, происходящие в энергохозяйстве, автоматически фиксируются в журнале событий. В данный журнал с точностью до 1 мс заносятся данные о срабатывании защит, изменении состояния электрооборудования, действиях персонала и работе самого программного комплекса. Программа просмотра журнала имеет систему фильтров, используя которые можно анализировать события, например, за определенный период времени или связанные с конкретным оборудованием. Предусмотрена цветовая и звуковая сигнализация, позволяющая настраивать индивидуальные сообщения для отдельных сигналов или для целого класса событий.

Измеренные значения аналоговых сигналов записываются в базу данных программы «Самописец», пользовательский интерфейс которой также позволяет просматривать хранящиеся данные за любой период и выводить их на печать в виде графиков или в виде табличных значений. «Самописец» фиксирует данные «нормального режима», то есть текущие значения токов, напряжений и нагрузки с периодичностью от секунды, в зависимости от настроек. При этом, глубина хранения архивных значений ограничивается только аппаратными возможностями хранилища данных.

В случае срабатывания аварийной сигнализации, при выходе параметров энергосистемы за предусмотренные диапазоны или по команде оператора, запускается осциллографирование параметров. Записанные осциллограммы позволяют рассмотреть процессы, происходящие в системе, с разрешением в 1 мс. При этом цифровой осциллограф настроен таким образом, что записывает как непосредственно момент аварии, так и события до 5 секунд предшествующих срабатыванию, а так же до 60 секунд после аварии. Это позволяет определить причину, подробно рассмотреть развитие аварии, оценить срабатывание устройств РЗА и последствия аварии.

Для просмотра и анализа записанных осциллограмм служит программа «Осциллограф», позволяющая по имеющимся записям измерять токи, напряжения, временные интервалы, строить векторные диаграммы, графики годографа сопротивлений, и производить другие действия, необходимые для анализа аварийных событий (рис. 6).

Рис. 6. Сриншот программы «Осциллограф» (чтобы увеличить изображение, нажмите на него)

Помимо этого в составе комплекса имеются: подсистема точного времени, обеспечивающая синхронизацию времени всех компонентов системы от единого источника астрономического времени, и подсистема самоконтроля состояния, непрерывно оценивающая состояние оборудования, каналов связи и сигнализирующая в случае возникновения неполадок в самой системе «НЕВА».

Вся собранная информация поступает на два сервера, работающих параллельно, что обеспечивает гарантированную бесперебойную работу системы в случае отказа одного из серверов комплекса. Для защиты системы от несанкционированного вмешательства предусмотрена система авторизации пользователей с разграничением прав на выполнение тех или иных действий по управлению энергохозяйством или изменению настроек СДУ. Для пользователей предусмотрены автоматизированные рабочие места, которые автоматически выбирают активный (работающий в данный момент) сервер и позволяют просматривать доступную информацию или выполнять действия в соответствии с назначенными правами. Часть АРМ-ов предназначена исключительно для оперативного персонала, другая часть – для инженеров, занимающихся настройкой и обслуживанием самой SCADA-системы.

Естественно, что такая масштабная система требует определенной квалификации обслуживающего персонала. Поэтому параллельно работам по внедрению СДУ было проведено обучение группы специалистов завода с выдачей свидетельств, дающих право на обслуживание и эксплуатацию ПТК «НЕВА». В случае возникновения проблемы, с которой инженеры завода не смогут справиться самостоятельно, они всегда могут получить квалифицированную техническую поддержку от специалистов компании «ЭНЕРГОСОЮЗ», участвовавших в проектировании и внедрении данной системы, и имеющие многолетний опыт работы с аналогичными проектами. Кроме того, «ЭНЕРГОСОЮЗ» постоянно совершенствует функциональные возможности программного обеспечения в направлении анализа и систематизации данных о технологических нарушениях, происходящих на энергообъектах. Это позволяет выявить энергообъекты с наибольшим количеством технологических нарушений для принятия соответствующих управленческих решений, а также правильно спланировать ресурсы, выделяемые на техническое обслуживание, ремонт и восстановление основного электрооборудования энергообъектов.

На сегодняшний день на заводе «СКАДА-НЕВА» используется как основная система для интеграции других систем, связанных с энергоснабжением. Так, для удобства персонала, в SCADA-систему помимо управления освещением завода интегрированы данные коммерческого учета. Проектируется расширение системы на строящиеся трансформаторные подстанции для новой установки гидрокрекинга, а также рассматривается вопрос подключения управления системой отопления помещений.

Несмотря на большой объем работ, благодаря имеющемуся опыту и грамотной организации, работы были выполнены с опережением графика, и менее чем за год полномасштабная СДУ была введена в эксплуатацию. В результате – персонал завода получил мощный и эффективный инструмент для мониторинга и управления энергохозяйством.

Системы диспетчеризации на базе ПТК «НЕВА» успешно эксплуатируются на многих промышленных предприятиях, среди которых: Хабаровский НПЗ, Минудобрения, Сильвинит, Уралвагонзавод, Сыктывкарский ЛПК и др.

Http://isup. ru/articles/6/8820/

2 Содержание Проект «Автоматика резервуарных парков» на НПЗ «Босански Брод» Проект АСУ ТП автомобильной наливной эстакады нефтепродуктов Проект информационно измерительной системы котла БКЗ-75-В Проект АСУ ТП Установки гидроочистки дизельного топлива «секция 35» Проект АСУ ТП Установки 66 «Новый факел» и Установки 68 «Система жидкого топлива» НПЗ «Босански Брод» Проект АСУ ТП автомобильной наливной эстакады битума Проекты: АСУ ТП установки атмосферной и вакуумной перегонки нефти в части блока конденсации, секция АСУ ТП установки очистки топливного газа диэтаноламином, секция АСУ ТП установки производства элементарной серы (Установка «Клауса»), секция АСУ ТП установки очистки хвостовых газов, секция

3 Проект «Автоматика резервуарных парков» В конце 2008 года ООО приняла участие в реконструкции и восстановлении разрушенного нефтеперерабатывающего завода на территории бывшей Югославии, в республике Сербской, федерации Босния и Герцеговина, г. Босанский Брод. УСО для резервуаров с сжиженным газом Резервуары с евродизелем Перед фирмой были поставлены задачи: в кратчайшие сроки, выполнить проект, поставить, смонтировать и запустить систему автоматики резервуарных парков. Результатом 5-ти месячного труда специалистов фирмы ООО стало: – Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке, 70 резервуаров, в том числе резервуаров со сжиженным газом. Грамотно подобранное оборудование КИПиА было заказано и поставлено в рекордно короткие сроки. При обвязке резервуаров датчиками было применено комплексное интегрированное решение на основе продукции, выпускаемой ведущими европейскими производителями. – Реализована децентрализованная система сбора информации в основу которой были применены контроллеры и интеллектуальные устройства связи с объектами (УСО) TREI-5B-05. На объекте проведен весь комплекс инжиниринговых, строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. На данном объекте применено около 100 единиц контроллерной техники фирмы ТРЭИ это контроллеры TREI-5B-04 и TREI-5B-05. Пос – Уровнемер и датчик предельного уровня Демонтаж старого уровнемера

4 Уровнемер смонтирован и подключен Уровнемер смонтирован и подключен тавлено, смонтировано и запущено в работу порядка 90 уровнемеров различных типов, 130 датчиков измерения температуры, и большое количество другого полевого оборудования, изделий и материалов. Применение современных цифровых протоколов связи позволило сократить в разы кабельную продукцию и повысить отказоустойчивость системы в целом. Проект «Автоматика налива нефтепродуктов в автоцистерны» Автоматизированный отпуск и учет нефтепродуктов на эстакаде налива, 6 стояков по 2 рукава налива на каждом. Кроме проекта КИПиА, по этому объекту был выполнен технологический проект, по которому производилась врезка необходимой запорно-регулирующей арматуры и датчиков учета отгрузки нефтепродуктов. На данном объекте применена контроллерная техника фирмы ТРЭИ это контроллеры серии TREI-5B-04. Поставлено, смонтировано и запущенно в работу 12 массомеров, 12 датчиков давления, запорно-регулирующая арматура и большое количество другого полевого оборудования. Спроектированное оборудование КИП и автоматики, было заказано и поставлено в срок. Комплексная пусконаладка оборудования позволила практически сразу после запуска первых продуктовых линий завода, отпускать продукцию потребителям.

5 Наливная эстакада Массомер Вид эстакады до реконструкции Проект информационно измерительной системы котла БКЗ-75-В Целью создания Информационно измерительной системы парового котла БКЗ-Б, была замена морально и физически устаревшего оборудования КИПиА. Показывающие приборы и регистраторы, которые занимали половину операторной, заменил один шкаф с контроллерами и две станции оператора. Теперь вся информация у оператора перед глазами и при необходимости он может распечатать отчет за любой промежуток времени. Вид эстакады после реконструкции Операторная Создание цифровой информационно-измерительной системы котлоагрегата БКЗ-75-B позволила выдержать паузу для разработки проектной документации на АСУТП котлоагрегата БКЗ-75-А и турбогенератора 12 МВт и начать монтаж работ по проекту.

6 Фото к Проект информационно измерительной системы котла БКЗ-75-В В 2009 году года ООО приняла участие в реконструкции новой линии НПЗ «Босански Брод». Первым объектом автоматизации явилась технологическая установка «Гидродесульфуризации дизельного топлива, секция 35», и являющаяся технологической установкой новой очереди НПЗ Босански Брод. Установка предназначена для очистки дизельного топлива от серосодержащих соединений. Она состоит из сырьевой емкости, теплообменников, двухпоточной печи, реактора, сепаратора, отпарной колонны, фильтра, сушильной колонны, компрессоров, насосов высокого давления, холодильников, запорно-регулирующей арматуры и средств КИПиА. Место оператора котла Устаревшие приборы заменены на контроллеры Проект АСУТП «Установки гидродесульфуризации дизельного топлива, секция 35» Назначение и характеристика АСУ ТП АСУ ТП разработана, как распределенная информационно-управляющая система с человеко-машинным интерфейсом, рассчитанная на функционирование в реальном времени. АСУ ТП предназначена для автоматизированного контроля и управления участком очистки дизельного топлива НПЗ. АСУ ТП предназначена для выполнения следующих функций: Информационно-вычислительные функции: – Сбор и первичная обработка информации от аналоговых и дискретных источников; – Оперативный централизованный контроль технологического процесса; – Регистрация, архивирование и документирование информации; – Регистрация событий; – Регистрация аварийных ситуаций; – Контроль действия технологических защит и блокировок; – Информационная поддержка оператора; – Сигнализация отклонения технологических параметров от номинальной величины. Управляющие функции: – Автоматическое регулирование непрерывных технологических процессов; – Логическое управление; – Отключение оборудования при возникновении аварийных режимов; – Реализация технологических блокировок; – Автоматизация технологических операций (реализация регуляторов). Вспомогательные функции: – Непрерывный автоматический контроль

7 функционирования ПТК; – Сбор и обработка данных о состоянии программных средств АСУ ТП. На видеокадрах мнемосхем, вызываемых на экраны дисплеев, отображаются: – Значения технологических параметров (в виде чисел, трендов и графических индикаторов); – Состояние клапанов регулирующих и отсечных (в графическом виде); – Состояние компрессоров поршневых (в графическом виде); – Состояние насосов центробежных и поршневых (в графическом виде); – Сигнализация выхода за регламентные границы аналоговых параметров; – Сигнализация срабатывания дискретных датчиков предельных значений; – Диагностическая информация по комплексу технических средств в целом и по каждому объекту управления отдельно; – Тренды технологических параметров; – Панели настройки и управления регуляторами; – Панели управления отсечными клапанами. Задача отображения информации начинает работать с момента подачи питания на рабочие станции оператора. Требования к временным параметрам задачи отображения информации: Время выдачи видеокадра на экран дисплея, от момента вызова его до появления на экране – не более 3 с. Цикл обновления динамической информации на экране дисплея – не более 1с. Время от момента возникновения сигнала (изменения параметра) на объекте до его появления на экране дисплея – не более 5с. Для сигнальных сообщений, выдаваемых на видеокадр, время от появления аварийного и предупредительного сигнала на объекте до выдачи его на экран дисплея – не более 3с. Для визуального контроля отказов в системе предусматривается видеокадр «Диагностика контроллеров». Он служит для просмотра технической информации о текущем состоянии контроллеров, модулей. Оперативный персонал получает текущие значения параметров, аварийную и предупредительную информацию автоматически. Функции оперативного персонала при нормальном режиме решения задачи: контроль работы оборудования и хода технологического процесса по видеокадрам на дисплее. Описание системы автоматики Пользовательский интерфейс обеспечивает детальные видеограммы, отражающие поведение процесса по времени и по месту. В системе обрабатываются сигналы от следующих типов оборудования: – Датчик уровня аналоговый сигнал (4-20 ма); – Датчик предельного уровня дискретный сигнал; Операторная Р-23 новой линии завода – Датчик предельного давления дискретный сигнал; – Датчик расхода аналоговый сигнал (4-20 ма); – Датчик перепада давления аналоговый сигнал (4-20 ма); – Датчик температуры термопара (тип Е); – Датчик температуры холодного спая (термокомпенсация для термопар) термометр сопротивления (ТСМ 50М); – Концевой датчик клапана дискретный сигнал; – Состояние кнопки управления на щите дискретный сигнал; – Контроль питания (состояние автоматов и предохранителей) дискретный датчик. Сигналы, участвующие в алгоритме противоаварийной защиты установки 35, поступают в шкаф контроллера ESD. Сигналы, участвующие в алгоритме автоматического регулирования установки 35, поступают в шкаф контроллера DCS. Сигналы, участвующие в алгоритме автоматического регулирования установок 66-68, поступают в шкаф контроллера DCS установок Контроллер ESD выполнен со 100% резервированием (процессорных модулей и УСО). В контроллере DCS резервируются процессорные модули, питание 24DC, а резервирование УСО выполнено только по аналоговым выходам – AO (100% резервирование каналов, управляющих регулирующими клапанами, с расположением резервных каналов в других модулях). В контроллере DCS установок резервируются процессорные модули и питание 24DC. В контроллерах выполняются обработка сигналов, необходимые вычисления и реализация требуемых алгоритмов. С контроллеров обработанные сигналы и рассчитанные технологические параметры по дублированной линии связи Ethernet через резервированные сетевые коммутаторы Switch приходят на 2 резервированных сервера. Станции операторов получают информацию от серверов по дублированной линии связи Ethernet через резервированные сетевые коммутаторы Switch. Линии связи между контроллерами и серверами физически отделены от линий связи между серверами и станциями операторов путем применения отдельных

8 сетевых коммутаторов. На рабочее место оператора устанавливаются четыре рабочие станции контроля за технологическим процессом и станция инжиниринга. Станции оснащаются монитором, клавиатурой и манипулятором типа Мышь, которые являются основным средством для наблюдения и оперативного управления процессом. Также в системе предусмотрена жидкокристаллическая панель PLANAR. Краткое описание программных компонентов Контроллер TREI-5B-02 является PC-совместимым программируемым логическим контроллером. Этот контроллер работает под управлением операционной системы QNX. Архитектура этой операционной системы спроектирована специальным образом для применения в системах реального времени, что делает ее наиболее оптимальной для применения в качестве операционной системы контроллеров. Образ операционной системы и необходимые контроллеру файлы располагаются на flash диске или disk-on-chip. На контроллере запущена целевая задача ISaGRAF, которая осуществляет опрос модулей ввода/вывода, выполняет алгоритмы. Целевая задача использует конфигурационный файл, содержащий описание алгоритмов и описание аппаратной конфигурации контроллера. Конфигурационный файл готовится при помощи программного пакета ISaGRAF. ISaGRAF – инструментальная CASE система для технологического программирования контроллеров, разработка фирмы CJ International. ISaGRAF – это полная поддержка всех языков стандарта IEC Среда разработки предоставляет полный набор средств для интерактив – Структурная схема комплекса средств автоматизации

9 ного создания программ, их эффективной отладки, документирования и архивации проектов. Верхний уровень ИИС строится на базе SCADA пакета ifix 4.0. Данный программный пакет включает в себя как средства обработки, накопления и отображения информации, так и средства конфигурирования, позволяющие настроить компоненты системы в соответствии с требованиями конкретного объекта. Связь между контроллером и SCADA системой обеспечивается при помощи OPC сервера фирмы Наутцилус. Технологические мнемосхемы Эффективность внедрения Обеспечение ведения качественного технологического процесса секции 35 в непрерывном автоматическом режиме. Обеспечение четкого температурного режима в каталитической колонне. Реализация функций защит в автоматическом режиме при аварийных ситуациях. Повышение межремонтных интервалов оборудования за счет оптимизации режимов работы и уменьшения вероятности ошибочных действий обслуживающего персонала. Снижение рисков и потерь, связанных с возникновением опасных и аварийных ситуаций. Снижение трудозатрат на ремонт технологического оборудования. 35V06/35V01 35F01/35R01

11 K01 Проект АСУТП «Установка 66 «Новый факел» и «Установка 68 «Система жидкого топлива» Разработке технического проекта АСУ ТП «Установка 66 «Новый факел» и «Установка 68 «Система жидкого топлива» на НПЗ «Босански Брод» предшествовало обследование существующего объекта, при котором совместно с Заказчиком определены: объем средств контроля и автоматики (полевое оборудование), формы отображения информации (визуальная и на твердых носителях), способы архивирования, резервирования, сохранения и передачи полученных данных. Объем средств контроля и автоматики включает в себя датчики, преобразователи, внедрение которых предусматривается с целью повышения безопасности эксплуатации. В состав автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) «Установка 66 «Новый факел» входят: – полевое оборудование (датчики температуры, сигнализаторы давления, сигнализаторы уровня, расходомеры, запорно-регулирующая арматура и т. д.); – автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора); – контроллер РСУ. Система обеспечивает получение в реальном времени информации по всем контролируемым технологическим параметрам о состоянии оборудования. Все полевые средства измерений и автоматики имеют уровень защиты, обеспечивающий их безопасное применение в данной зоне. В качестве прикладного программного обеспечения поставляется пакет программ ISaGRAF – инструментальная система для программирования логических контроллеров (PLC), основанная на языках программирования стандарта IEC В качестве верхнего уровня применен SCADA-пакет программ ifix v.4.0, предоставляющие информацию о технологическом процессе для операторов в виде отчетов, мнемосхем, архивированных данных, тревог, сообщений. 11

12 Технологические мнемосхемы Технологическая установка 66 «Новый факел» 12 Технологическая установка 68 «Система жидкого топлива» Проект «Автоматика налива битумов в автоцистерны» Установка налива битума в автоцистерны НПЗ «Босанский Брод» представляет собой систему, предназначенную для отпуска различных марок битумов в автоцистерны. Подача битума на установку осуществляется по шести трубопроводам: – битум марки В45 и В25 по трубопроводу 4 Р DA 06; – битум марки B130 и B200 по трубопроводу 6 Р DA 06; – битум марки B90 по трубопроводу 6 Р DA 06; – битум марки B60 по трубопроводу 6 Р DA 06; – индустриальные битумы марок B85/25, B85/40, B110/30, B95/30, B100/25, B105/40, B105/15, B115/15, B75/30 по трубопроводам 4 Р DA 06 и 4 Р DA 06. Каждый рукав налива битума оснащен: – отсекающим клапаном с пневматическим приводом на подающем трубопроводе; – отсекающим клапаном с пневматическим приводом, обеспечивающим поступление атмосферного воздуха в полость рукава налива, для удаления остатков битума из рукава налива; – сигнализатором предельного уровня в автоцистерне. Платформы налива битумов оборудованы: – колоннами светофоров; – устройствами заземления для снятия статического напряжения с кузова автоцистерны;

13 Процесс налива битума под управлением оператора – кнопочными постами управления процессом налива битумов; – кнопочными постами аварийного останова процессов налива/слива битумов на всей установке. В состав установки налива битума в автоцистерны входит одна платформа слива остатков нефтепродуктов из автоцистерны. Слив остатков нефтепродуктов с автоцистерны осуществляется по трубопроводу 4 Р DA 06. В состав платформы слива остатков нефтепродуктов входит: – насос с электрическим приводом; – колонна светофора; – устройство заземления для снятия статического напряжения с кузова автоцистерны; – кнопочный пост управления процессом слива битумов; – кнопочный пост аварийного останова процессов налива/слива битумов на всей установке. В состав средств системы автоматики установки налива битума в автоцистерны входит: – Оборудование КИП, смонтированное на эстакаде налива битумов; – Шкаф управления процессом налива; – Рабочая станция оператора налива. Оборудование, смонтированное на эстакаде налива, обеспечивает выполнение процесса налива битума в автоцистерны. Проект АСУТП «Установки очистки серосодержащих газов и производства элементарной серы» в составе: Установка очистки топливного газа диэтаноламином, секция 36 Установка производства элементарной серы, секция 38 Установка очистки хвостовых газов, секция 39 Установка атмосферной и вакуумной перегонки нефти в части Блок конденсации, секция 31 В начале июня 2009 года ООО породолжила работу над модернизацией новой лимнии завода. Назначение Системы АСУТП 1. Контроль состояния технологического оборудования, визуального представления и выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы, как в автоматическом, так и в ручном режимах управления в результате действий технолога-оператора. 2. Определения аварийных ситуаций на технологических узлах, путем опроса подключенных к системе управления датчиков в автоматическом режиме, переключений технологических узлов в безопасное состояние путем выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы в автоматическом режиме, или по инициативе оперативного персонала. 3. Формирования в реальном масштабе времени и накопления данных о состоянии оборудования, в нештатных ситуациях. 13

14 Внешний вид установок очистки и производство серы. Реконструкция. Цели создания Системы АСУТП 1. Замена физически и морально устаревшего, поврежденного оборудования системы управления. 2. Повышение качества ведения технологического процесса средством визуализации данных на станции оператора, повышения информативности, ведения истории событий. 3. Повышения оперативности и качества обслуживания системы, средством улучшения диагностики, предоставления возможности анализа нештатных ситуаций по истории событий. 4. Предоставления возможности гибкого развития системы с минимальными затратами с целью повышения качества ведения технологического процесса. 5. Предоставления возможности дальнейшей интеграции системы в общую информационно-технологическую структуру завода. Характеристика объекта автоматизации Комплекс установок очистки газа от сероводорода и получения атомарной серы состоит из технологических блоков, относящихся к I и II категории взрывоопасности. Секция 31. Установка АВТ, в части Блок подготовки конденсата Установка АВТ в части Блок подготовки конденсата предназначена для сбора конденсатов пара среднего и низкого давления и получения котловой воды. В состав основного оборудования установки входит: емкость сбора парового конденсата низкого давления; емкость сбора парового конденсата среднего давления; деаэратор; две емкости реагентов: поддержания рн среды, снижения содержания кислорода. Технологический процесс подготовки конденсата характеризуется определенной последовательностью выполнения действий оперативного персонала и является непрерывными. Секция 36. Установка отчистки сероводородсодержащего газа диэтаноламином Установка отчистки сероводородсодержащего газа диэтаноламином предназначена для гидроочистки сероводородсодержащего газа, приходящего с установки 32, установки 34 и установки 35. В состав основного оборудования установки входит: два сепаратора, в котором газы освобождаются от жидкости; абсорбционная колонна, в которой происходит разделение газовой смеси путем поглощения кислого газа абсорбентом (диэтаноламином); десорберная колонна, в которой происходит освобождение диэтаноламина от сероводорода; сепаратор сероводорода, для выведения сероводородного газа; резервуар с диэтаноламином; аппараты подготовки диэтаноламина; Технологический процесс гидроочистки сероводородсодержащего газа характеризуется определенной последовательностью выполнения действий оперативного персонала и является непрерывными. Секции 38. Установка производства элементарной серы Установка производства элементарной серы, секция 38 предназначена для очистки газов от серы и серосодержащих соединений. В состав основного оборудования установки входит: оборудование утилизации сероводородных газов, с выделением пара и серы; оборудование для получения элементарной серы; Технологический процесс очистки газа и производства серы характеризуется определенной последовательностью выполнения действий оперативного персонала и является непрерывными. 14

15 Секции 39. Установка отчистки хвостовых газов Установка очистки хвостовых газов, секция 39 предназначена для доочистки сбросных (хвостовых) газов от сернистых соединений. В состав основного оборудования установки входит реактор, служащий для выделения серы из газа. Технологический процесс отчистки хвостового газа характеризуется определенной последовательностью выполнения действий оперативного персонала и является непрерывными. Структура и функционирование Системы автоматического управления 15

16 По функциональным признакам структура АСУТП подразделяется на следующие категории: Распределенная система управления (в дальнейшем РСУ), базирующаяся на специализированной микропроцессорной технике, предназначенной для управления технологическим процессом совместно с оперативным персоналом в режиме реального времени, и предоставления информации в виде технологических данных, трендов, отчетов в заводскую ЛВС. К задачам РСУ относится: Автоматизированный сбор и первичную обработку технологической информации, Автоматизированный контроль состояния технологического процесса, Сбор и первичная обработка информации, включающая в себя опрос аналоговых и дискретных датчиков, ввод инициативных сигналов изменения состояния оборудования. Система противоаварийной защиты (в дальнейшем ПАЗ), базирующаяся на специализированной микропроцессорной технике повышенной надежности, предназначенной для предотвращения аварийных ситуаций, и автоматического перевода технологического процесса в безопасное состояние при возникновении предаварийных ситуаций. Периферийное оборудование – понятие, объединяющее датчики, анализаторы, преобразователи и исполнительные механизмы, а также электрические и другие приводы, установленные как непосредственно на технологическом оборудовании, так и в специальных помещениях, и подключенные к РСУ и ПАЗ. АСУТП ориентирована на работу в жестком реальном времени. Для удобства восприятия информации и выработки соответствующих стереотипов у технолога-оператора, вся технологическая информация организована иерархически, воспроизводя организационную структуру производства в естественной для технологического персонала форме: – Отделение – Технологический узел – Контур (параметр). Имеется возможность управления технологическим процессом с любого из рабочих мест операторов-технологов (рабочих станций секций 31,36,38,39). Конфигурирование и настройка Системы управления производиться в человеко-машинной интерактивной среде, обученными работе с Системой специалистами. Работа распределенной системы управления не влияет на работу системы противоаварийной защиты – как в нормальном режиме работы, так и в случае нарушения своей работоспособности. В Системе имеются аппаратные и аппаратнопрограммные средства диагностики сетей, станций, блоков и модулей. Пуск и останов технологических установок будет производиться технологическим персоналом в автоматизированном режиме с помощью дистанционного управления под контролем АСУТП, согласно Технологическому регламенту. Технические средства РСУ и ПАЗ резервированы. При выходе из строя какого-либо из модулей (блоков) происходит автоматический переход на резервный модуль (блок) с регистрацией и выдачей соответствующего сообщения. Предусмотрена возможность замены неисправных модулей в оперативном режиме работы РСУ и системы ПАЗ. АСУТП имеет программные и аппаратные средства для подключения к локальной вычислительной сети производства (завода), а также к единой ( корпоративной ) сети предприятия. Операторная Р Обеспечена надежная защита АСУТП: От несанкционированного доступа. От разрушения или останова работы программного обеспечения в результате некорректных действий оператора технологического процесса. Обеспечена возможность полного исключения на использование станции оператора в качестве персонального компьютера для непроизводственных целей, выходящих за рамки инструкций технолога-оператора. Шкафы автоматики TREI

17 Краткое описание программных компонентов Контроллер TREI-5B-02 является PC-совместимым программируемым логическим контроллером. Этот контроллер работает под управлением операционной системы QNX. Архитектура этой операционной системы спроектирована специальным образом для применения в системах реального времени, что делает ее наиболее оптимальной для применения в качестве операционной системы контроллеров. Образ операционной системы и необходимые контроллеру файлы располагаются на flash диске или diskon-chip. На контроллере запущена целевая задача ISaGRAF, которая осуществляет опрос модулей ввода/вывода, выполняет алгоритмы. Целевая задача использует конфигурационный файл, содержащий описание алгоритмов и описание аппаратной конфигурации контроллера. Конфигурационный файл готовится при помощи программного пакета ISaGRAF. ISaGRAF – инструментальная CASE-система для технологического программирования контроллеров, разработка фирмы CJ International. ISaGRAF – это полная поддержка всех языков стандарта IEC Среда разработки предоставляет полный набор средств для интерактивного создания программ, их эффективной отладки, документирования и архивации проектов. Верхний уровень ИИС строится на базе SCADA-пакета ifix 4.0. Данный программный пакет включает в себя как средства обработки, накопления и отображения информации, так и средства конфигурирования, позволяющие настроить компоненты системы в соответствии с требованиями конкретного объекта. Связь между контроллером и SCADA-системой обеспечивается при помощи OPC-сервера фирмы Наутцилус. Эффективность внедрения Обеспечение ведения технологического процесса производства серы в непрерывном автоматическом режиме; Обеспечение четкого температурного режима в каталитических колоннах; Утилизация серосодержащих газов; Улучшение экологической обстановке на заводе; Реализация функций защит в автоматическом режиме при аварийных ситуациях; Повышение межремонтных интервалов оборудования за счет оптимизации режимов работы и уменьшения вероятности ошибочных действий обслуживающего персонала; Снижение рисков и потерь, связанных с возникновением опасных и аварийных ситуаций; Снижение трудозатрат на ремонт технологического оборудования. Технологические мнемосхемы Мнемосхема 36T01 17

18 Мнемосхема 36C01-36C02 Мнемосхема 38F01-38E05 Мнемосхема 38T01-38F02 18

Http://docplayer. ru/28627997-Trei-holding-proekty-asu-tp-na-npz-bosanski-brod. html

В настоящее время практически все нефтеперерабатывающие производства, в том числе, мини-НПЗ комплектуются автоматизированными системами управления технологическим процессом или АСУ ТП.

АСУ ТП в составе НПЗ — совокупность инструментов (технических и программных средств), решающих две основные задачи – контроль и поддержание технологических процессов в установленных пределах, а также предупреждение аварийных ситуаций при эксплуатации оборудовании.

    контроль и регулирование процессов нефтепереработки; оповещение об отклонении от заданных технологических параметров; дистанционное управление (пуск, остановка, другие команды); диагностику оборудования и оповещение об обнаружении сбоев в его работе; противоаварийную защиту оборудования, включая, аварийное отключение; сбор, обработку и архивирование технологической информации, составление отчётов; другие задачи в зависимости от требований Технического задания на разработку АСУ ТП.

Данные по технологическому процессу выводятся по сети Ethernet на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, оснащённое персональным компьютером. Для визуализации информации, поступающей оператору, в АСУ ТП применяются программно-технические средства, реализованных, на платформе, например, Factory Talk.

При необходимости основные функции управления процессом по переработке нефти могут выполняться в ручном режиме.

Типовая АСУ ТП может иметь трехуровневую структуру, которая включает в себя:

    нижний уровень: различные средства измерения (приборы, датчики) и исполнительные механизмы; средний уровень: система управления на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК), которые размещаются в шкафах управления; верхний уровень: системы передачи информации и баз данных, АРМы.

В целях безопасности все оборудование системы управления, кроме силового, как правило, имеет источники бесперебойного питания.

При Использовании АСУ ТП повышаются качество и удобство управления процессом нефтепереработки, обеспечивается требуемое качество производимых продуктов, сокращаются производственные издержки. Кроме того, снижаются технологические и экологические риски, в том числе, за счёт минимизации «человеческого фактора» в аварийных ситуациях.

Http://evrotekhservis. ru/asu-tp-v-neftepererabotke/

На Московском НПЗ внедряется система усовершенствованного управления технологическими процессами (СУУТП), которая повышает эффективность и оптимизируют работу производственных установок завода.

Оптимизация бизнес-процессов на НПЗ — это задача, решение которой — важное условие дальнейшего повышения эффектности бизнеса «Газпром нефти».

Вынужденное сокращение добычи нефти в мире, растущие природоохранные требования, требования к качеству нефтепродуктов, изменчивый спрос на продукты переработки, как в количественном, так и в качественном отношении, вынуждают компании искать решения.

Добавьте к этому постоянные требования по обеспечению эффективной работы на каждом этапе технологического процесса переработки и повышенные требования к безопасности на НПЗ — все это требует постоянного улучшения работы как отдельных установок, так и целого комплекса оборудования без изменения технологии.

Именно поэтому нефтянка активно внедряет передовые IT-решения уже несколько 10-летий.

Все начиналось с внедрения разнородного КИПиА — низшего уровня автоматизации, включающего оборудование и системы, так называемую «лоскутную» автоматизацию. На большинстве НПЗ этот этап давно прошли.

Следующий уровень в пирамиде автоматизации — это автоматизация управления технологическими процессами (АСУТП), которая, помимо экономического эффекта, позволяет свести к минимуму человеческий фактор, что тоже очень важно.

Очередной уровень — это создание интеллектуальных СУУТП (за рубежом — Advance Process Control system), которые делают бизнес-процессы более эффективными.

В АСУТП (они поэтому и называются автоматизированными, а не автоматическими) важная роль отведена оператору установки, который должен:

— успевать оперативно реагировать на 10ки различных сигналов, от которых зависит качество конечного продукта и стабильность всего производственного процесса;

— точно соблюдать технологию, для чего требуется удерживать параметры на границах критических значений.

Повысить интеллект АСУТП, чтобы помочь оператору, можно за счет дополнения их сложными многопараметрическими контроллерами и использования виртуальных анализаторов.

Интеллектуальность СУУТП заключается в том, что она не просто позволяет регулировать каждый параметр в зависимости от внешних факторов и качества сырья, а задает рабочий алгоритм, заранее просчитывая и учитывая различные комбинации.

Система программируется на основе статистической модели технологического процесса, может выбирать оптимальный режим и стабилизировать на нем работу установок.

Говоря простым языком инженеров-технологов, автоматизированная система виртуальных анализаторов позволяет получить достоверную оперативную информацию о техпроцессе, обеспечивая с помощью математической модели имитацию данных с поточных анализаторов.

Все это позволяет повысить производительность техпроцесса, качество продукции, сократить время переходных процессов, увеличить время поддержания оптимального технологического режима, снизить потребление энергоресурсов и т. д.

«Газпром нефть» уже не один год успешно реализует комплексную программу автоматизации своих нефтеперерабатывающих активов, проводит серьезную работу по повышению эффективности рабочих процессов и эксплуатационной готовности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), снижению операционных затрат и развитию уровня автоматизации производства.

Программа охватывает все НПЗ компании и обеспечивает рост выхода светлых нефтепродуктов, увеличивает производительность и энергоэффективность заводских установок. В 2016 г. на Московском НПЗ новая СУУТП была смонтирована на установках первичной переработки нефти, каталитического риформинга, газофракционирования и гидроочистки дизельного топлива.

К 2018 г. новые СУУТП начнут работу еще на 5 установках Московского НПЗ.

Вы спросите можно ли и далее повышать интеллектуальность СУУТП? Ответ прост — можно. Для того, чтобы система могла не только информировать, но и сама оперативно реагировать, нужно создать искусственный интеллект, усложнив математическую модель, ведь создание математической модели техпроцесса и использование виртуальных анализаторов — это лишь первый шаг к машинному обучению.

— анализировать на основе математических методов виртуальные показатели;

— прогнозировать необходимое управляющее воздействие на изменение техпроцесса на основе анализа;

— анализировать не по одной функции, а на основе нескольких параметров.

В части софта для СУУТП в отечественной нефтепереработке российские разработки вполне могут конкурировать с западными, — считает кандидат технических наук, доцент Московского технологического университета В. Холопов, отмечая, что любая СУУТП — это не «коробочный» продукт, а настраиваемые и собираемые отдельно под каждое конкретное производство системы, с реализацией которых отечественные разработчики вполне успешно справляются. При этом очевидно отставание по элементной базе, т. е. приборам, которыми мы пользуемся: контроллерам, вычислительным системам и т. д.

Вячеслав Куликов, Dr.-Ing., Руководитель экспертной организации в России и СНГ, ООО «Эмерсон»:

— Усовершенствованное управление технологическими процессами – это устоявшаяся, проверенная временем технология. Основные ее элементы – многопараметрические регуляторы и виртуальные анализаторы на базе математических моделей.

СУУТП могут применяться для любых непрерывных технологических процессов, так как применяемый математический аппарат один и тот же. На практике наибольшее применение СУУТП получили в нефтепереработке, на крупнотоннажных установках, где даже небольшое повышение производительности или выхода ценных продуктов влечет за собой существенную экономическую выгоду для предприятия. Известны многочисленные применения в нефтехимии, химии, в энергетике, на целлюлозно-бумажных предприятиях и в других отраслях с непрерывным циклом производства.

Общее между СУУТП и модным сейчас машинным обучением и нейронными сетями, безусловно, есть, и более того – эти технологии применялись в СУУТП практически с момента их возникновения. Для создания СУУТП необходима идентификация математических моделей процесса на основе предоставленных данных о процессе, а машинное обучение – это по сути развитие технологий поиска зависимостей и моделей, отражающих реальный мир, где основную роль выполняет не человек, а компьютерные программы. С развитием информационных технологий стала возможна обработка гораздо больших массивов данных, чем ранее, что позволяет находить более точные, скрытые зависимости между параметрами, а также адаптировать модели к изменениям в технологическом процессе.

Нейронные сети – это одна из технологий, позволяющая определить такие скрытые зависимости, в системе управления DeltaV она реализована в виде специального функционального блока СУУТП.

Http://www. meridian-stroy. su/gazprom-neft-vnedryaet-na-moskovskom-npz-sovremennyie-sistemyi-upravleniya-tehnologicheskimi-protsessami/

Просмотров: 8797 Комментариев: 3 Оценило: 1 человек Средний балл: 4 Оценка: неизвестно Скачать

На тему: «Разработка системы автоматизации электрообессоливающей установки»

Автоматизация играет решающую роль при организации промышленного производства по принципу: выпуск заданного количества продукции при минимуме материальных затрат и затрат ручного труда. В особенности актуальной автоматизация становится в отраслях промышленности, конечная продукция которых находит массовый спрос у потребителя и используется практический во всех производственных процессах. Автоматизированные системы управления технологическими процессами (в металлургии, машиностроении, нефтегазовой промышленности и др.) являются высшим этапом комплексной автоматизации и призваны обеспечить существенное увеличение производительности труда, улучшения качества выпускаемой продукции и других технико-экономических показателей производства, а также защиту окружающей среды. Особенностью построения любой АСУ является системный подход ко всей совокупности металлургических, теплотехнических, экологических и управленческих вопросов. Специалист в области разработки АСУТП должен владеть теорией автоматического регулирования и управления, разбираться в конструкциях и основах технологии производственных агрегатов, достаточно свободно ориентироваться в работе ЭВМ, математическом и алгоритмическом обеспечения, уметь правильно применять средства информационной и управляющей техники.

Развитие современного производства идет по пути создания высокоэффективных промышленных установок, сопровождается интенсификацией технологических и производственных процессов и систем управления ими. При этом постепенно был осуществлен переход от ручного управления технологическими процессами к автоматизированным и далее – к полностью автоматическим.

Резкое увеличение добычи нефти при сокращении затрат труда рабочих, а также уменьшении суммы капиталовложений в нефтедобывающую промышленность возможно только при всемерном совершенствовании технологии и техники добычи нефти с привлечением новейших достижений в области автоматизации и телемеханизации. Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложное многоотраслевое хозяйство, рассредоточенное на обширных площадях и в целом являющееся совокупностью основных и вспо­могательных технологических объектов.

Основные технологические объекты — это объекты непосредст­венной добычи, транспорта и первичной подготовки нефти и газа.

Вспомогательные технологические объекты — это объекты обес­печения нормальной работы основных технологических объектов, т. е. газокомпрессорные и насосные станции, котельные установки, энергохозяйство, водоснабжение, объекты поддержания пластовых давлений и др.

В связи с рассредоточенностью скважин и прочих нефтепро­мысловых объектов на больших площадях, а также непрерывностью и определенной технологической однотипностью работы нефтяных промыслов вместе с необходимостью почти круглосуточного конт­роля за работой нефтедобывающего предприятия вопросы автомати­зации и телемеханизации технологических процессов добычи нефти и попутного газа приобретают очень важное значение.

В настоящее время разработан ряд систем и средств автомати­зации и телемеханизации процессов добычи нефти, которые позво­ляют осуществлять нормальное течение технологических процессов и обеспечивают дистанционный контроль за работой основных и вспомогательных объектов нефтяного промысла в целом.

Для непрерывного рода экономики нашей страны решающее значе­ние имеет непрерывный и быстрый рост производительности тру­да. Одной из главных предпосылок этого роста является комплекс­ная механизация и автоматизация производства — важнейшее направление экономической политики нашего государства.

Под комплексной механизацией и автоматизацией понимают такой производственный процесс, при котором все операции вы­полняются машинами или механизмами, а их управление специ­альными устройствами – автоматами, действующими без непо­средственного участия человека.

Если при механизации работ облегчается физический труд, то автоматизация к тому же освобождает работника от непосредственного управления машинами и механизмами. Она также позво­ляет существенно повысить производительность труда и качество продукции, безопасность работ и культуру производства. Однако стоимость средств автоматизации и. расходы по их наладке и регулированию в ряде случаев могут оказаться достаточно высо­кими. Поэтому автоматизация производственных процессов долж­на применяться только при условии экономической целесообраз­ности, а также для освобождения человека от тяжелого или вредного труда. Предпосылкой для автоматизации производствен­ных процессов является полная механизация всех ручных опера­ций, а также широкое применение контрольно-измерительных при­боров.

Автоматика—отрасль науки и техники об управлении различ­ными процессами и контроле их протекания, осуществляемых без непосредственного участия человека.

Развитие автоматики способствовало в основном современному техническому прогрессу и определило его главные черты.

Факторами развития автоматики явились: необходимость все более расширенного воспроизводства и повышения качества про­дукции, а также потребность в совершенствовании труда человека.

Современное производство характеризуется многообразием связей между отдельными процессами и необходимостью их чет­кой последовательности. Непрерывное и поточное производство, а также высокие скорости протекания отдельных операций вызы­вают необходимость в сокращении времени перехода от одной опе­рации к другой, повышают требования к быстродействию, точности и объективности управления, которое стало практически невыпол­нимым для человека.

Массовое производство высококачественной продукции требует контроля практически на всех операциях технологического про­цесса и при необходимости быстрой перестройки параметров обо­рудования, что, безусловно, не по силам человеку и должно быть осуществлено без его участия.

В этих условиях на помощь человеку в управлении современ­ным производством (получение информации, ее обработка и воз­действие на соответствующие элементы процесса) пришли спе­циальные устройства называемые автоматами. Роль человека при этом сводится только к наблюдению за работой автоматов, их на­ладке и регулированию.

Одним из основных путей повышения эффективности нефтеперерабатывающего производства является создание автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе современных средств автоматизации и вычислительной техники. Управление технологическими процессами с использованием автоматических устройств включает в себя решение следующих основных задач: контроль параметров процессов (температуры и давления в аппаратах, состава и качества жидкостей и газов и т. д.); регулирование параметров (поддержание их в заданных значениях); сигнализацию (оповещение, предупреждение) об отклонениях значений параметров за допускаемые пределы; блокировку (запрещение) неправильного включения оборудования; защиту оборудования в аварийных ситуациях (выключение, перевод на безопасный режим). Автоматизация производственных процессов начинается с постановки задачи, определяющей уровень (степень) автоматизации конкретного объекта, например, технологической установки. Этим определяется направление всей дальнейшей работы, ее объем и стоимость затрат, в частности, на приобретение и внедрение средств автоматизации. Важным в решении задачи автоматизации является выбор управляющей системы, т. е. определение степени участия людей в процессе управления, использования автоматических устройств, средств вычислительной техники.

Все эти вопросы решаются на основании тщательного изучения подлежащих автоматизации процессов. Изучаются свойства исходных, промежуточных и готовых продуктов – их взрыво – и пожароопасность, токсичность, физико-химические свойства. Исследуются (или задаются) статические и динамические характеристики технологических аппаратов, определяются классы и категории производственных помещении по взрыво – и пожароопасности. На основании поставленной задачи и исходных данных разрабатывается проект автоматизации. При этом может учитываться опыт автоматизации аналогичных процессов или установок.

В разработке управляющей системы для технологической установки можно выделить следующие основные направления:

1) решение вопроса организации управления. Оно может быть местным или централизованным. Управление работой технологических установок, как правило, централизовано и осуществляется из операторских пунктов. С учетом этого решаются и другие вопросы;

2) выбор контролируемых параметров, что должно обеспечить получение наиболее полной измерительной информации о технологическом процессе, о работе оборудования. Контролю, как правило, подлежат основные параметры процесса – температура. давление, уровень и др. Для возможности оценки технико-экономических показателей работы технологической установки и выполнения учетно-расчетных операций необходимо измерять расход и количество сырья, готового продукта, теплоносителей и т. д. Там, где это возможно, необходимо использовать анализаторы качественных показателей – хроматографы, газоанализаторы, концентратомеры, плотномеры, вискозиметры и др., в том числе анализаторы сточных вод и газовых выбросов в атмосферу;

3) выбор регулируемых параметров и каналов внесения регулирующих воздействий;

4) Выбор параметров сигнализации, блокировки и защиты. Эту часть разрабатывают, исходя из требований безопасного ведения технологического процесса с учетом многих факторов: технологического регламента, инструкций по пуску, ведению и остановку процесса, признаков аварийных ситуаций. При этом должны быть учтены различные действующие указания, нормы, правила, технические условия и т. д., распространяющиеся на данный процесс или технологическую установку.

5) выбор средства автоматизации. Средства автоматизации должны выбираться согласно принятым решениям по контролю, регулированию и сигнализации параметров процесса, а также с учетом обеспечения автоматической защиты и блокировки. При этом должны учитываться следующие основные требования:

А) приборы должны выбираться из числа серийно выпускаемых приборостроительной промышленностью, т. е. согласно действующим номенклатурным справочникам;

Б) средства автоматизации должны удовлетворять требованиям безопасной эксплуатации их (например, с учетом взрывоопасности процессов принять приборы с пневматической системой дистанционной передачи, электрические приборы в искробезопасном исполнении и т. д.)

В) по техническим характеристикам приборы и другие средства автоматизации должны выбираться с учетом условий эксплуатации: давления, температуры, физико-химических свойств контролируемой среды.

В нашей стране теоретическим и практическим вопросам авто­матики придается большое значение. Создан ряд научно-исследо­вательских институтов в составе Академии наук РК, разрабатывающих теоретические и прикладные вопросы автоматики, а также институты, конструктор­ские бюро и объединения в составе отраслей промышленности, разрабатывающих прикладные вопросы автоматизации произ­водства.

Поставленные Правительством РК задачи по дальнейшему росту произво­дительности труда, увеличению количества и улучшению качества выпускаемой продукции возможно решить только на основе ши­рокого внедрения автоматики в производственные процессы и внедрить автоматизи­рованные системы в различные сферы хозяйственной деятельности, и в первую очередь в проектирование, управление оборудованием и технологическими процессами. Поднять уровень автоматизации производства примерно в 2 раза. Создавать комплексно-автомати­зированные производства, которые можно быстро и экономично перестраивать.

Формирование автоматики как самостоятельной отрасли науки и техники сопровождалось установлением определенных общепри­нятых понятий. Определенность понятий и их точное понимание имеют важное значение, так как методы и средства автоматики нашли широкое применение в различных отраслях народного хо­зяйства.

Автоматика — отрасль науки и техники об управлении и конт­роле протекания различных процессов, действующих без непосред­ственного участия человека. Более конкретное (узкое) определение автоматики — это совокупность методов и технических средств, исключающих участие человека при выполнении операций кон­кретного процесса.

Автоматизация — процесс, при котором функции управления и контроля осуществляются методами и средствами автоматики. В применении к любому производству автоматизация характери­зуется освобождением человека от непосредственного выполнения функций управления производственными процессами и передачей этих функций автоматическим устройствам. Понятие автоматиза­ции имеет широкое содержание, включающее комплекс техниче­ских, экономических и социальных вопросов. Техническая направ­ленность автоматизации позволяет организовать технологические процессы с такой скоростью, точностью, надежностью и экономич­ностью, которые человек обеспечить не может. Экономическая на­правленность позволяет получить сравнительно быструю окупае­мость первоначальных затрат за счет снижения эксплуатационных расходов и повышения объема и качества выпускаемой продукции, а социальная направленность позволяет изменить характер и улучшить условия труда человека.

По степени автоматизации производства различают частичную, комплексную и полную автоматизацию.

Частичная автоматизация — это автоматическое выполнение отдельных производственных операций, осуществляемое в тех случаях, когда определенные технологические процессы вследст­вие своей сложности или быстродействия невыполнимы для чело­века. Функции человека при частичной автоматизации определя­ются технологическим процессом и сводятся к участию в произ­водственных операциях, контроле и управлении. Частично автоматизируется, как правило, действующее производственное обору­дование, причем наиболее эффективно автоматизировать техноло­гический процесс, который сравнительно легко можно функционально выделить из общего производства.

Комплексная автоматизация — автоматическое выполнение всех основных производственных операций участка, цеха, завода, элек­тростанции и т. д. как единого взаимосвязанного комплекса. Функ­ции человека при комплексной автоматизации ограничиваются контролем и общим управлением. При комплексной автоматизации отдельные автоматические регуляторы и программные устройства должны быть связаны между собой, и образовывать единую систе­му управления.

Полная автоматизация — высшая ступень, при которой автома­тизируются все основные и вспомогательные участки производст­ва, включая систему управления и контроля. Управление и конт­роль автоматизируются с помощью вычислительных машин или специализированных автоматических устройств. Функции человека при полной автоматизации сводятся к наблюдению за работой оборудования и устранению возникающих неисправностей.

При определении степени автоматизации следует учитывать прежде всего экономическую эффективность и техническую целе­сообразность в условиях конкретного производства.

В зависимости от выполняемых функций автоматизация клас­сифицируется на следующие основные виды: управление, контроль, сигнализация, блокировка, защиты и регулирование.

Управление — это совокупность действий, направленных на под­держание функционирования объекта в соответствии с заданной программой, выполняемых на основе определенной информации о значениях параметров управляемого процесса (приведенное опре­деление термина «управление» имеет в основном технический смысл применительно к изучаемому предмету).

Любой процесс управления в каждый момент времени харак­теризуется одним или несколькими показателями, которые отра­жают физическое состояние управляемого объекта (температура, скорость, давление, электрическое напряжение, ток, электромаг­нитное поле и т. д.). Эти показатели в процессе управления долж­ны изменяться по какому-либо закону или оставаться неизменны­ми при изменении внешних условий и режимов работы управляе­мого устройства. Такие показатели называются Параметрами управляемого процесса.

С точки зрения автоматизации производства управление раз­деляется на автоматическое и полуавтоматическое.

При Автоматическом управлении подача команд на управляе­мый объект осуществляется от специальных устройств либо по заданной программе, либо на основании информации контролируе­мых параметров. При полуавтоматическом управлении контроль работы управляемого объекта и подачи команд осуществляется частично оператором. Полуавтоматическое управление может быть местным или дистанционным. При местном управлении аппараты

Управления и контроля размещаются рядом с объектом, при ди­станционном — на любом расстоянии от объекта.

Автоматический контроль — автоматическое получение и обра­ботка информации о значениях контролируемых параметров объекта с целью выявления необходимости управляющего воздей­ствия. Автоматический контроль можно рассматривать как состав­ную часть автоматического управления, так как для протекания процесса по заданной программе необходимо иметь информацию о значениях контролируемых параметров, с тем чтобы оказывать при необходимости управляющее воздействие. Контроль может быть непрерывным и дискретным. Непрерывный контроль — это контроль, при котором контролируемые параметры постоянно со­поставляются с заданными значениями. Дискретный контроль — это контроль, при котором сопоставление параметров осуществля­ется периодически. Контроль также классифицируется на местный и дистанционный. Местный контроль — это контроль, при котором наблюдение за состоянием параметров осуществляется непосред­ственно у объекта, при дистанционном контроле наблюдение за состоянием параметров осуществляется на расстоянии от объекта.

Сигнализация — это преобразование информации о функциони­ровании контролируемого объекта (о значении характерных пара­метров) в условный сигнал, понятный дежурному или обслуживаю­щему персоналу. Сигнализация обычно разделяется на технологи­ческую и аварийную. Технологическая сигнализация извещает пер­сонал о ходе процесса при возможных допустимых отклонениях контролируемых параметров. Извещение может быть в виде све­товых сигналов (загорание или мигание ламп, табло и т. д.), а также сочетанием световых и звуковых сигналов. Аварийная сиг­нализация извещает об отклонениях контролируемых параметров технологического процесса за допустимые пределы и необходи­мость вмешательства персонала. Аварийное извещение должно отличаться от. технологического по своему логическому восприя­тию. Обычно оно выполняется в виде световых и звуковых сиг­налов.

Пример технологической и аварийной сигнализации — это функционирование релейной защиты электрической станции. При заданных значениях напряжения и тока постоянно горящее све­товое табло свидетельствует о нормальном режиме работы высо­ковольтного оборудования. При отклонении напряжения и тока электрической сети за допустимые значения срабатывает релейная защита и световое табло начинает мигать в сопровождении зву­ковых прерывистых сигналов.

Блокировка — это фиксация механизмов, устройств в опреде­ленном состоянии в процессе их работы. Блокировка позволяет сохранить механизм, устройство в фиксированном положении после получения внешнего воздействия. Блокировка повышает безопасность обслуживания и надежность работы оборудования, обеспечивает требуемую последовательность включения механиз­мов, устройств, а также ограничивает перемещение механизмов в пределах рабочей зоны. Примером блокировки может служить устройство высоковольтного выключателя. Механизм блокировки устроен таким образом, что включение выключателя возможно только при закрытой лицевой панели.

Автоматическая защита — это совокупность методов и средств, прекращающих процесс при возникновении отклонений за допу­стимые значения контролируемых параметров. Так, например, при перегрузках или коротких замыканиях в электрических сетях происходит срабатывание определенного вида защиты (тепловой, максимального тока и т. д.) и автоматическое отключение аварий­ных участков. В ряде случаев устройства защиты одновременно выполняют функции управления. Например, для повышения уров­ня бесперебойности электроснабжения защитные устройства с одновременным отключением аварийной цепи автоматически вклю­чают резервные цепи.

Автоматическое регулирование — это автоматическое обеспе­чение заданных значений параметров, определяющих требуемое протекание управляемого процесса в соответствии с установленной программой. Автоматическое регулирование можно рассматривать как составную часть автоматического управления.

Параметры управляемого процесса, подлежащие заданным изменениям или стабилизации, называют регулируемыми пара­метрами.

Устройство, аппарат или изделие, у которых регулируются один или несколько параметров, называют Объектом автоматического регулирования .

Устройство, обеспечивающее автоматическое поддержание за­данного значения регулируемого параметра в управляемом объек­те или его изменения по определенному закону, называют Регу­лятором.

Совокупность объекта регулирования и автоматического регу­лятора называют Системой автоматического регулирования (САР).

В системе автоматического регулирования различают прямую и обратную связь.

Прямая связь — это воздействие каждого предыдущего элемен­та регулятора на последующий.

Обратная связь — воздействие одного из последующих элемен­тов регулятора на предыдущий. Обратная связь бывает положи­тельной, когда направление ее воздействия совпадает с направле­нием воздействия предыдущего элемента на последующий, и отри­цательной в противоположном случае.

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Технологическая схема установки электрообессоливания нефти приводится на рис. 1. Нефть, в которую введены про­мывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обраба­тываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

Глав­ным аппаратом установки является электродегидратор – емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 2) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м 3 . Внутри находятся электроды – металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электро­дам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмон­тированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой. Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода – через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емко­стью 600 м 3 и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 3) равна 300-500 м 3 /ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электро­дов в шаровом электродегидраторе их по три.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую произво­дительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструк­ция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18аг и тем­пературу процесса 140-160°С, приведена на рис. 4. Горизонталь­ные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м 3 . Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществля­ется через расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточ­ник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем – в зону под электродами, в межэлектродное про­странство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону силь­ного электрического поля, расположенную в межэлектродном про­странстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Сравнение эффективности электродегидраторов различной кон­струкции показывает несомненные преимущества горизонтальных аппаратов. Удельная производительность последних в 2,6 раза больше, чем шаровых, а удельный расход металла – на 25% меньше.

Режим обессоливания. Температура и давление про­цесса обессоливания во многом зависят от конструкции аппарата. Большое значение имеют свойства обессоливаемой нефти. Многие нефти хорошо обессоливаются при 70-90°С. Однако для таких нефтей, как ромашкинская, особенно в тех случаях, когда они поступают с промыслов плохо подготовленными, приходится повы­шать температуру обессоливания до ПО-160°С. Повышение тем­пературы обессоливания увеличивает электрическую проводимость и силу тока, усложняет условия работы изоляторов.

Важное значение имеет равномерная подача в нефть деэмульгатора. Расход деэмульгаторов на ЭЛОУ составляет: НЧК-ог 500 до 5000 а/т, ОЖК-от 20 до 60 а/г. ОП-10 – от 35 до 50 г1т нефти. Деэмульгатор НЧК подается в нефть в чистом виде, а неионогенные деэмульгаторы – в виде 2-5%-ных водных растворов.

В нефть также подается щелочь, которая необходима для созда­ния при обессоливании нейтральной или слабощелочной среды. В такой среде ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры. Расход щелочи составляет до 50 г/т нефти.

Установка ЭЛОУ АВТ-6 проиводительностью 6 млн. т/год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-ваккуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Схема этой установки представлена на рисунке.

Исходная нефть после смешения с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках1, четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов 2, где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну 3. Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь 4.

Частично отбензиненная нефть XIV из колонны 3 после нагрева в печи 4 направляется в основную колонну 5,где осуществляется ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех боковых дистиллятов VIII, IX и X из отпарных колонн 6 и мазута XVI снизу колонны. Овод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющим орошением и двумя промежуточными циркуляционными орошениями. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн 3 и 5 направляется на стабилизацию в колонну 8, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу – стабильный бензин XIX. Последний в колоннах 9 подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора 8 и колонн вторичной перегонки 9 подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи 14.

Мазут XVI из основной колонны 5 в атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь 15, откуда с температурой 420 С направляется в вакуумную колонну 10. В нижнюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы 11, откуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне 50 мм рт. Ст Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости. В трех сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон XIII снизу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник 1 и холодильник в резервуары.

Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265х130м, или 3.4га. В здании размещены подстанция, насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором, как и на установке АТ-6, установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы применены многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн. ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радианных труб двустороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом. Предусмотрена возможность использования в качестве топлива газа. Ниже приведены технико-экономические показатели установок АВТ различной производительности ( на 1т. нефти.):

Http://www. bestreferat. ru/referat-146568.html

На Московском НПЗ внедряется система усовершенствованного управления технологическими процессами (СУУТП), которая повышает эффективность и оптимизируют работу производственных установок завода.

Оптимизация бизнес-процессов на НПЗ – это задача, решение которой – важное условие дальнейшего повышения эффектности бизнеса «Газпром нефти».

Вынужденное сокращение добычи нефти в мире, растущие природоохранные требования, требования к качеству нефтепродуктов, изменчивый спрос на продукты переработки, как в количественном, так и в качественном отношении, вынуждают компании искать решения.

Добавьте к этому постоянные требования по обеспечению эффективной работы на каждом этапе технологического процесса переработки и повышенные требования к безопасности на НПЗ – все это требует постоянного улучшения работы как отдельных установок, так и целого комплекса оборудования без изменения технологии.

Именно поэтому нефтянка активно внедряет передовые IT-решения уже несколько 10-летий.

Все начиналось с внедрения разнородного КИПиА – низшего уровня автоматизации, включающего оборудование и системы, так называемую «лоскутную» автоматизацию. На большинстве НПЗ этот этап давно прошли.

Следующий уровень в пирамиде автоматизации – это автоматизация управления технологическими процессами (АСУТП), которая, помимо экономического эффекта, позволяет свести к минимуму человеческий фактор, что тоже очень важно.

Очередной уровень – это создание интеллектуальных СУУТП (за рубежом – Advance Process Control system), которые делают бизнес-процессы более эффективными.

В АСУТП (они поэтому и называются автоматизированными, а не автоматическими) важная роль отведена оператору установки, который должен:

– успевать оперативно реагировать на 10ки различных сигналов, от которых зависит качество конечного продукта и стабильность всего производственного процесса;

– точно соблюдать технологию, для чего требуется удерживать параметры на границах критических значений.

Повысить интеллект АСУТП, чтобы помочь оператору, можно за счет дополнения их сложными многопараметрическими контроллерами и использования виртуальных анализаторов.

Интеллектуальность СУУТП заключается в том, что она не просто позволяет регулировать каждый параметр в зависимости от внешних факторов и качества сырья, а задает рабочий алгоритм, заранее просчитывая и учитывая различные комбинации.

Система программируется на основе статистической модели технологического процесса, может выбирать оптимальный режим и стабилизировать на нем работу установок.

Говоря простым языком инженеров-технологов, автоматизированная система виртуальных анализаторов позволяет получить достоверную оперативную информацию о техпроцессе, обеспечивая с помощью математической модели имитацию данных с поточных анализаторов.

Все это позволяет повысить производительность техпроцесса, качество продукции, сократить время переходных процессов, увеличить время поддержания оптимального технологического режима, снизить потребление энергоресурсов и т. д.

«Газпром нефть» уже не один год успешно реализует комплексную программу автоматизации своих нефтеперерабатывающих активов, проводит серьезную работу по повышению эффективности рабочих процессов и эксплуатационной готовности нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), снижению операционных затрат и развитию уровня автоматизации производства.

Программа охватывает все НПЗ компании и обеспечивает рост выхода светлых нефтепродуктов, увеличивает производительность и энергоэффективность заводских установок. В 2016 г. на Московском НПЗ новая СУУТП была смонтирована на установках первичной переработки нефти, каталитического риформинга, газофракционирования и гидроочистки дизельного топлива.

К 2018 г. новые СУУТП начнут работу еще на 5 установках Московского НПЗ.

Вы спросите можно ли и далее повышать интеллектуальность СУУТП? Ответ прост – можно. Для того, чтобы система могла не только информировать, но и сама оперативно реагировать, нужно создать искусственный интеллект, усложнив математическую модель, ведь создание математической модели техпроцесса и использование виртуальных анализаторов – это лишь первый шаг к машинному обучению.

– анализировать на основе математических методов виртуальные показатели;

– прогнозировать необходимое управляющее воздействие на изменение техпроцесса на основе анализа;

– анализировать не по одной функции, а на основе нескольких параметров.

В части софта для СУУТП в отечественной нефтепереработке российские разработки вполне могут конкурировать с западными, – считает кандидат технических наук, доцент Московского технологического университета В. Холопов, отмечая, что любая СУУТП – это не «коробочный» продукт, а настраиваемые и собираемые отдельно под каждое конкретное производство системы, с реализацией которых отечественные разработчики вполне успешно справляются. При этом очевидно отставание по элементной базе, т. е. приборам, которыми мы пользуемся: контроллерам, вычислительным системам и т. д.

Вячеслав Куликов, Dr.-Ing., Руководитель экспертной организации в России и СНГ, ООО «Эмерсон»:

– Усовершенствованное управление технологическими процессами – это устоявшаяся, проверенная временем технология. Основные ее элементы – многопараметрические регуляторы и виртуальные анализаторы на базе математических моделей.

СУУТП могут применяться для любых непрерывных технологических процессов, так как применяемый математический аппарат один и тот же. На практике наибольшее применение СУУТП получили в нефтепереработке, на крупнотоннажных установках, где даже небольшое повышение производительности или выхода ценных продуктов влечет за собой существенную экономическую выгоду для предприятия. Известны многочисленные применения в нефтехимии, химии, в энергетике, на целлюлозно-бумажных предприятиях и в других отраслях с непрерывным циклом производства.

Общее между СУУТП и модным сейчас машинным обучением и нейронными сетями, безусловно, есть, и более того – эти технологии применялись в СУУТП практически с момента их возникновения. Для создания СУУТП необходима идентификация математических моделей процесса на основе предоставленных данных о процессе, а машинное обучение – это по сути развитие технологий поиска зависимостей и моделей, отражающих реальный мир, где основную роль выполняет не человек, а компьютерные программы. С развитием информационных технологий стала возможна обработка гораздо больших массивов данных, чем ранее, что позволяет находить более точные, скрытые зависимости между параметрами, а также адаптировать модели к изменениям в технологическом процессе.

Нейронные сети – это одна из технологий, позволяющая определить такие скрытые зависимости, в системе управления DeltaV она реализована в виде специального функционального блока СУУТП.

Http://neftegaz. ru/news/view/158398-Gazprom-neft-vnedryaet-na-Moskovskom-NPZ-sovremennye-sistemy-upravleniya-tehnologicheskimi-protsessami

АСУ ТП «Установки подготовки нефти» Федюшкинского нефтяного месторождения

1.3. Наименование предприятий разработчика и заказчика АСУ ТП и их реквизиты.. 4

1.5. Порядок оформления и предъявления Заказчику результата работ. 4

4.1.6. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению.. 17

4.2.1. Автоматизированный сбор и первичная обработка технологической информации, определение значений параметров по измеренным сигналам.. 19

4.2.2. Предупредительная и аварийная сигнализация при выходе технологических показателей работы оборудования за установленные границы и при обнаружении неисправностей в работе оборудования АСУ ТП.. 20

4.2.3. Управление технологическими режимами работы оборудования в реальном масштабе времени, предотвращение аварийных ситуаций. 20

4.2.5. Накопление, регистрация и хранение поступающей информации. 22

4.2.6. Автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов за определенные периоды времени. 22

4.2.8. Защита собственных баз данных и программного обеспечения от разрушения при аварийных ситуациях. 23

4.2.9. Самодиагностика, выдача сообщений по отказам и предотвращение их последствий. 23

4.4. Требования к составу, структуре и способам организации данных. 23

4.4.1 Требования к системе классификации и кодирования информации. 24

4.4.2 Требования к информационной совместимости со смежными системами. 25

4.4.3. Требования по применению систем управления базами данных. 25

4.4.4 Требования к структуре процесса сбора, обработки, передачи данных в АСУТП и представлению данных. 25

4.4.5 Требования к защите данных от разрушения при авариях и сбоях в электропитании системы.. 25

4.4.6 Требования к контролю, хранению, обновлению и восстановлению данных. 25

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ УСТАНОВКОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ФЕДЮШКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Технические требования (ТТ) на разработку автоматизированной системы управления установкой подготовки нефти (АСУ ТП УПН) является основным документом, содержащим полный перечень технических требований, по которому система создается и предъявляется ЗАКАЗЧИКУ.

В процессе выполнения работы отдельные положения ТТ, не влияющие на структуру системы и основные принципы ее построения, могут корректироваться ИСПОЛНИТЕЛЕМ по согласованию с ЗАКАЗЧИКОМ.

ТТ действуют с момента его утверждения до сдачи системы ЗАКАЗЧИКУ.

– Автоматизированная система управления установкой подготовки нефти (АСУ ТП УПН).

Рабочая документации к проекту. Проект «Обустройство Федюшкинского нефтегазового месторождения. I очередь» (шифр 559-05) Сибпроект».

Материалы рабочей документации в составе, соответствующем ГОСТ 34.201-89 ИТ КС АСУ "Виды, комплектность и обозначение документов при создании Автоматизированных систем" выпускаются по отдельным видам (по согласованию с Заказчиком) и выдаются Заказчику в виде документации (по договору – не менее 4-х экземпляров).

Содержание документов проекта АСУ ТП должно соответствовать требованиям РД 50-34.698-90 Методические указания. Информационная технология. "Автоматизированные Системы. Требования к содержанию документов".

Сборка шкафов и тестирование Системы производится на производственной базе Исполнителя.

Заказчик производит предварительную приемку Системы на производственной базе Исполнителя.

ТТ разработано в соответствии с требованиями ГОСТ 34.602-89, РД 153-39.4-0.87-01.

При разработке технического задания учитывались следующие нормативно-технические документы и информационные материалы:

– ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

– ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы.

– ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.

– ГОСТ 34.603-92. Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем.

– РД 50-34.698-90. Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов.

Объекты подготовки нефти – технологические объекты автоматизации, обеспечивающие подготовку нефти.

Унифицированный интерфейс – единые правила обмена информацией и команд управления для обеспечения возможности динамической интеграции измерительных систем, датчиков или контроллеров в единую коммуникационную систему.

Программно-аппаратное обеспечение контроллера подготовки нефти – Средства управления установками и реализации алгоритмов измерения необходимых параметров, требуемая глубина архивирования измеряемых параметров, средства автоматического мониторинга состояния оборудования, средства выгрузки архивных данных.

Программное обеспечение SCADA – систем нефтедобычи – средства реализации протокола обмена данными с контроллером объекта подготовки нефти, передачи на контроллер необходимых телезагружаемых (удаленно загружаемых) параметров, реализация управляющих команд, визуализация состояния нефтяного оборудования, чтение текущих и готовых измеренных параметров.

Система управления – система контроля, измерения, управления, хранения, обработки данных и передачи информации.

– стандарт взаимодействия между программными компонентами SCADA системы, основанный на объектной модели COM/DCOM фирмы Microsoft

– Оптимизации работы технологического оборудования в процессе подготовки и внутрипромысловой транспортировки нефти;

– Повышения оперативности контроля параметров технологического процесса;

– Снижения трудоёмкости управления технологическими процессами нефтедобычи;

– Сбора и хранения данных для программных комплексов по расчёту баланса продукции нефть»;

– Повышения безопасности производства, улучшения экологической обстановки в нефтегазодобывающем регионе.

– повышение точности измерений и учета за счет современных средств измерения;

Снижение стоимости и повышение надежности эксплуатации за счет автоматизации тех. процессов

Основная задача АПСУ ТП УПН– это организация управления всеми технологическими операциями по: подготовке нефти, доведение ее качества до товарной, прием нефти, внутрипромысловая перекачка и хранение в резервуарном парке. Обеспечение непрерывного автоматического контроля состояния всех основных и вспомогательных систем проектируемого объекта, безопасной и эффективной эксплуатации с использованием микропроцессорных вычислительных средств управления на базе современных технологий.

– измерение, суммирование, регистрация расхода газа на входе НГВРП-1, П-1;

– дистанционный контроль, регулирование уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;

– дистанционный контроль, регулирование межфазного уровня нефти и воды с предупредительной сигнализацией предельных значений;

– дистанционный контроль, регулирование межфазного уровня нефти и воды с предупредительной сигнализацией предельных значений;

– дистанционный контроль, регулирование уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;

– дистанционный контроль уровня нефти с предупредительной сигнализацией предельных значений;

– дистанционный контроль и сигнализацию максимального перегрева подшипников насоса и двигателя;

– автоматическое отключение насосов при загазованности 50 % от НКПВ, при пожаре, при понижении и повышении давления на выходе, при максимальном уровне утечек сальников, при повышении температуры подшипников;

– автоматическое включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ, автоматическое отключение вентилятора при загазованности 50 % от НКПВ при пожаре;

– дистанционный контроль и сигнализацию максимального перегрева подшипников насоса и двигателя;

– автоматическое отключение насосов при загазованности 50 % от НКПВ, при пожаре, при понижении и повышении давления на выходе, при максимальном уровне утечек сальников, при повышении температуры подшипников;

– автоматическое включение вентилятора при загазованности 20 % от НКПВ, автоматическое отключение вентилятора при загазованности 50 % от НКПВ при пожаре;

Станция управления с типовым программным обеспечением поддерживает:

– управление приводами насосов-дозаторов: локальное – пуск \ останов с пульта ручного управления; удаленное – пуск \ останов по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI), возможен перехват локального управления удаленным;

– программируемое время запуска привода (на время старта игнорируется

§ выходу из строя датчиков давления или уровня на связанных с дозатором емкости или линии нагнетания;

– автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива

Сведений о последней аварийной ситуации приводов дозаторов (дата, время, причина аварии);

– контроль состояния давления в линии нагнетания по аналоговому сигналу, автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива сведений о последнем выходе давления за установленные пределы (дата, время, выход за минимум \ максимум) по каждой линии;

– управление приводами насосов заполнения \ перемешивания емкостей: локальное – пуск \ остановка с пульта ручного управления; удаленное – пуск \

Остановка по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI), возможно блокирование локального управления удаленным;

– доступ по сети RS 485 (протокол MODBUS RTU / ASCI ) к состоянию датчиков несанкционированного доступа в помещение; пожарной сигнализации;

Газоанализатора (порог1,порог2,отказ) и сигнала технологической аварии;

Автоматическая регистрация и запись в энергонезависимую память архива

Сведений об последнем появлении каждого из упомянутых сигналов (дата, время появления); защелкивание упомянутых сигналов (кроме сигнала технологической аварии) в памяти станции управления для гарантии регистрации события квитированием по сети RS 485.

Емкости дренажные Е-03; Е-04;Е-05;Е-07Емкость аварийного сброса масла Е-06

– сигнализация максимального и минимального давления на нагнетании насоса;

– автоматическое открытие задвижки Аз-1 (Аз-2) по набору давления в напорном трубопроводе, закрытие при отключении насоса;

– противоаварийная защита насоса Н-01 (Н-02) по нижнему уровню в Е-01 (Е-02);

– сигнализация состояния насоса Н-01 (Н-02) и электрозадвижки Аз-1 (Аз-2).

– дистанционный контроль, регулирование уровня воды сеномана с предуп-редительной сигнализацией предельных значений;

– передача сигнализации минимальной температуры в помещении укрытия артскважины (+5ºC) и сигнализации состояния насоса (включен) на верхний уровень

– звуковую и световую сигнализацию загазованности при 20% НКПВ и 50% НКПВ по месту;

– звуковую и световую сигнализацию загазованности при 20% НКПВ и 50% НКПВ по месту;

Ориентировочные данные, характеризующие информационную мощность УПН, приведены в таблице 3.1.

Создаваемая АСУ ТП УПН должна соответствовать ГОСТ 24.104-85 ЕСС АСУ «Автоматизированные Системы Управления. Общие требования», с учетом требований, изложенных в настоящем ТЗ, а также ПБ, ПБ и другим действующим нормативным документам, касающихся АСУ ТП.

В соответствии с принятой архитектурой функции, реализуемые АСУТП, распределяются по уровням следующим образом:

– сбор и первичная обработка технологической информации, поступающей от датчиков и измерительных преобразователей;

– управление технологическим процессом на основе собранной технологической информации и команд, поступивших от верхнего уровня управления или от оператора – технолога;

– обмен информацией (прием и передача) с верхним уровнем управления;

– сбор и концентрация информации о ходе технологического процесса, поступающей от контроллера нижнего уровня управления;

– внутренняя обработка и хранение информации, формирование базы данных;

– составление оперативных сводок, отчетных и справочных документов;

– формирование и передача на нижний уровень управляющих воздействий по поддержанию заданных технологических режимов;

– диагностика работы технологического оборудования, технических и программных средств системы управления;

– обмен данных между центральным диспетчерским пунктом ДП, операторной УПН, блоком управления БКНС, и пультовой энергокомплекса посредством каналов передачи данных, корпоративной информационной связи;

Оснащение технологических объектов, охватываемых АСУТП, датчиками, измерительными преобразователями, исполнительными механизмами и другой аппаратурой предусматривается в объеме, позволяющем осуществить следующие основные функции АСУТП по контролю и управлению этими объектами:

– автоматическое и дистанционное управление приводами основных механизмов, защиты и блокировки при возникновении аварийных ситуаций;

– индикацию и регистрацию режимных и учетных технологических параметров;

– сигнализацию аварийную о предельных значениях технологических параметров;

– сигнализацию предупредительную об отклонениях от нормы режимных технологических параметров;

– сигнализацию исполнительную о состоянии приводов (включено, отключено);

Проектируемые программно-технические средства автоматизации обеспечивают:

– местный и дистанционный контроль основных параметров, характеризующих

– работу технологических объектов в условиях нормальной эксплуатации в автоматическом режиме с заданными параметрами технологического процесса;

– автоматическую защиту технологического оборудования от аварийных режимов

– автоматизированный контроль функционирующих объектов и оборудования, анализ режимов работы, оценку работы и состояния технологического оборудования, оперативное обнаружение и локализацию неисправностей и аварийных ситуаций, реализацию поступающих команд управления;

– сбор, обработку и представление информации специалистам нефтепромысла о параметрах технологического процесса и состояния оборудования в реальном масштабе времени.

Локальные системы контроля, защиты и управления технологическим оборудованием, установленные непосредственно на объекте, способные работать автономно и/или как низовые подсистемы для систем автоматизации других видов. На этом уровне формируется первичная информация, поступающая в АСУТП, на этот уровень адресуются управляющие воздействия. Технические средства уровня процесса: датчики, преобразователи, исполнительные механизмы, регуляторы, вторичные приборы, установленные по месту или в операторной, щиты и пульты;

Системы автоматизации контроля и управления группой взаимосвязанных технологических объектов (станция управления, установка, куст скважин). Технические средства данного уровня: промышленные компьютеры, программируемые контроллеры, микроконтроллеры, полевая шина, локальные вычислительные сети, установленные в операторной или аппаратном блоке технологического объекта;

Сеть передачи данных с требуемой пропускной способностью. Локальные распределенные сети. Коммуникационное оборудование выбирается исходя из требуемой пропускной способности сети передачи данных, необходимых интерфейсов;

– Уровень оператора – уровень человеко-машинных интерфейсов (Human-Mashine-Interface – HMI). На этом уровне реализуются функции оперативного (диспетчерского) контроля и управления технологическими объектами, осуществляется взаимодействие пользователя с технологическим процессом через человеко-машинный интерфейс. Программные пакеты позволяют организовывать связь в режиме реального времени с технологическим процессом, визуализацию информации на экране монитора в удобном для оператора виде, контроль нештатных ситуаций, хранение и обработку информации.

АСУ ТП должна иметь гибкую структуру, легко адаптироваться к изменению технологической схемы установки, к дрейфу характеристик процессов во времени, обеспечивать модификацию алгоритмов решения задач и наборов участвующих в них

Резерв нижнего уровня АСУ ТП по каналам ввода-вывода должен составлять не менее 10% по каждому типу сигнала.

В шкафах управления (контроллеров) АСУ ТП должно быть предусмотрено свободное пространство не менее 10% для обеспечения возможности установки дополнительных плат, модулей и др. Данное требование не должно приводить к существенному увеличению количества шкафов.

Кроме аппаратурного резерва АСУТП должна обладать временной и функциональной избыточностью (степень загруженности контроллеров, запас емкости памяти и свободных функциональных блоков и т. д.).

Показатели надежности АСУ ТП должны отвечать требованиям ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ "Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами. Надежность. Основные положения" и п.6.3.2. ПБ "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств". Утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 01.01.2001.

При анализе надежности АСУТП необходимо учитывать, что элементы, входящие в состав какой-либо функциональной подсистемы, могут и должны решать задачи взаимной компенсации некоторых нарушений нормальной работы, предотвращая переход этих нарушений в отказы выполнения соответствующей функции, либо минимизируя их неблагоприятные последствия:

– Программное обеспечение функциональной подсистемы должно предотвращать возникновение отказов в выполнении функций АСУТП при отказах технических средств функциональной подсистемы и при ошибках персонала, участвующего в выполнении этой функции, либо должно обеспечить перевод отказов, ведущих к большим потерям, в отказы, сопряженные с меньшими потерями.

– Технические средства функциональной подсистемы не должны допускать перехода определенных нарушений в работе программного обеспечения и действий персонала в отказ выполнения функций АСУТП, либо минимизировать последствия отказа.

– Технологический и эксплуатационный персонал должен принимать активные меры к недопущению отказов в работе функциональной подсистемы при отказах технических средств или при появлении ошибок в программном обеспечении, либо к снижению потерь от таких отказов.

Проектируемая АСУ ТП должна соответствовать ГОСТ 24.701-86 ЕСС АСУ "Автоматизированные Системы Управления Технологическими Процессами. Надежность. Основные положения". При проектировании должны быть выполнены:

– определение конкретного содержания понятия ОТКАЗ и критериев отказов по каждой функции;

– оценка показателей надежности окончательного варианта построения АСУТП;

Показатели надежности системы оцениваются расчетным методом в процессе разработки рабочей документации. На стадии внедрения надежность оценивается по фактическим статистическим данным о сбоях и отказах системы.

АСУ ТП должна быть многофункциональной, восстанавливаемой и должна характеризоваться показателями безотказности (наработка на отказ в тыс. часов, коэффициенты готовности и пр.) по основным категориям выполняемых функций.

АСУТП должна отвечать следующим требованиям к надежности (с учетом ГОСТ 27.003-90 «Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности»):

– Среднее время восстановления функций, не должно превышать 0.5 часа. В это время должно входить, помимо времени обнаружения отказа и замены отказавшего сменного блока, организационное время, затрачиваемое на вызов специалиста, на получение и доставку исправного блока из комплекта ЗИП к месту расположения оборудования и его проверку;

– Для АСУТП комплексным показателем надежности по каждой функции является коэффициент готовности. Коэффициент готовности, должен быть не менее 0.995;

– Средний срок службы – не менее 20 лет с учетом проведения восстановительных работ (см. ГОСТ "Средства вычислительной техники. Общие требования, правила приемки, методы испытаний, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение", п.1.4).

Ниже приводятся основные меры, которые необходимо предусмотреть для обеспечения надежности КТС и программного обеспечения.

Система должна быть запитана от блока (блоков) бесперебойного питания (ББП) с тем, чтобы функции управления и защиты выполнялись АСУТП при сбоях электроснабжения. Системы бесперебойного электропитания должны обеспечивать функционирование системы в течении как минимум 30 минут после пропадания электропитания на входе ББП.

Должна быть реализована система контроля электропитания оборудования системы.

КТС АСУ ТП должен иметь самодиагностику и световую индикацию исправного состояния, а также сигнализацию при обнаружении нарушений в работе оборудования.

В системе должны быть использованы резервированные варианты построения необходимого уровня и объема. Достаточность резервирования и его тип обосновываются Разработчиками Проекта. Как минимум в составе системы верхнего уровня должны быть дублированы:

– станции оператора – резервирование обеспечивается использованием нескольких станций, содержащих полную базу данных, т. е. выход из строя одной станции оператора не лишит операторов-технологов возможности контроля и управления, а также архивирования данных;

АСУ ТП должна допускать восстановление отдельных ее частей без прерывания функционирования всей АСУТП.

Технические характеристики системы должны обеспечивать взаимозаменяемость одноименных технических средств без каких-либо изменений и регулировки в остальных устройствах.

Технологические процессы подготовки, хранения и перекачки нефти характеризуются применением токсичных, пожаро – и взрывоопасных продуктов, что в совокупности предъявляет повышенные требования к АСУТП.

Технические средства, устанавливаемые в помещениях операторных – нормального исполнения, но должны иметь искробезопасные барьеры..

Технические средства АСУТП должны соответствовать требованиям "Правил устройства электроустановок" ПУЭ – 6 издание, ГОСТ 12.2.070-81 ССБТ "Изделия электрические. Общие требования безопасности" и ГОСТ "Машины вычислительные и системы обработки данных. Требования электрической и механической безопасности и методы испытаний".

Все внешние элементы технических средств АСУ ТП, находящиеся под напряжением, должны иметь защиту от случайного прикосновения человека, а сами технические средства – заземлены в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ "Электробезопасность. Защитное заземление, зануление" и ПУЭ-2006.

В общем случае должны быть предусмотрены два контура заземления для оборудования системы :

– контур информационного заземления с сопротивлением не более 1 Ом.

Информационное заземление необходимо так же для исключения сбоев в работе средств вычислительной и другой техники АСУТП.

Необходимость информационного контура заземления определяется разработчиком в процессе создания АСУТП.

Технические средства должны быть установлены так, чтобы обеспечивалась безопасность при их монтаже, наладке, эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.

Уровни шума и звуковой мощности в местах расположения персонала не должны превышать значений, установленных ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ "Шум. Общие требования безопасности" и санитарными нормами. При этом должны быть учтены уровни шумов и звуковой мощности, создаваемые всеми источниками.

Требования безопасности при монтаже, наладке, эксплуатации, обслуживании и ремонте технических средств АСУТП должны быть приведены в документации на технические средства.

Общие требования по технике безопасности при эксплуатации АСУТП должны устанавливаться специальным разделом инструкции по эксплуатации.

Взаимодействие человека с АСУТП осуществляется через операторскую станцию.

Отображение информации на экране цветного графического дисплея должно обеспечивать получение оператором – технологом полной характеристики текущего состояния технологического процесса и оборудования и возможность управления ими в виде, наиболее удобном для восприятия в каждой конкретной ситуации

Фрагменты изображения не должны быть перенасыщены информацией и разнообразием цветовой гаммы. Фон графических экранов должен быть неярким и выбран из "спокойной" цветовой гаммы.

Предупредительная и аварийная сигнализации должны сопровождаться мерцанием и изменением цвета цифровых значений переменных, фона, графических объектов на экранах дисплеев, звуковой сигнализацией.

Все сообщения и надписи для операторов-технологов должны быть, как правило, на русском языке, за некоторыми возможными исключениями – например номеров позиций КИП, системных сообщений.

Общие эргономические требования к залу операторов и расположению рабочих мест должны соответствовать ГОСТ "Зал и кабины операторов. Взаимное расположение рабочих мест. Общие эргономические требования к расположению рабочих мест".

Общие эргономические требования, регламентирующие организацию рабочего места, взаимное расположение средств связи в пределах одного рабочего места – по ГОСТ "Система Человек – машина. Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабочего места. Общие эргономические требования".

АСУ ТП должна быть рассчитана на круглосуточный режим работы, с остановкой на профилактику не чаще, чем 1 раз в год в период капитального ремонта технологического объекта.

Виды, периодичность и регламент обслуживания технических средств должны быть указаны в соответствующих инструкциях по эксплуатации.

Электропитание технических средств АСУ ТП должно осуществляться следующим образом:

– нижний уровень АСУТП УПН– выполнен от однофазной сети переменного тока 220 В (+10%,-15%), 50 Гц (+-1 Гц) и от трехфазной сети переменного тока 380 В (+10%, -15%), 50 Гц (+-1Гц). Надежность электроснабжения вновь проектируемого оборудования должна соответствовать особой группе I категории, т. е. электропитание должно производиться от двух независимых фидеров через агрегат бесперебойного питания (АБП);

– верхний уровень АСУ ТП – уровень диспетчерской службы от однофазной сети переменного тока 220 В (+10%, -15%), 50 Гц (+- 1 Гц). Надежность электроснабжения должна соответствовать I категории, т. е. должны быть предусмотрены резервные источники питания. Ввод резервных источников питания должен производиться автоматически. Время переключения на резервное питание должно быть не более 20 мс.

В соответствии с требованиями ПБ : – для обеспечения нормального функционирования АСУТП и предотвращения несанкционированного вмешательства в ход технологического процесса должна быть предусмотрена защита информации от несанкционированного доступа.

Защита должна быть обеспечена с помощью ключей или программных паролей.

С целью защиты информации АСУТП должна обладать следующими возможностями:

– каждый пользователь получает доступ в АСУТП только с использованием пароля;

– для индивидуальных пользователей, либо групп пользователей, должны быть установлены различные уровни доступа.

– каждый пользователь соответственно уровню доступа должен иметь определенный набор разрешенных возможностей для просмотра или изменения данных и управляющих функций.

АСУТП должна автоматически вести учет пользователей с регистрацией информации о начале и окончании работы, а также о действиях операторов-технологов в процессе работы. Эти данные должны быть защищены от возможного вмешательства и изменения после их регистрации.

Временный отказ технических средств или потеря электропитания не должны приводить к разрушению накопленной или усредненной во времени информации.

– к воздействию внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания.

Климатические условия, при которых КТС должны выдерживать транспортировку, должны быть следующими:

– относительная влажность окружающего воздуха от 30 до 90 % при температуре +25 оС;

– атмосферное давление от 84 кПа до 107 кПа (от 630 до 800 мм. рт. ст.);

Защита технических средств от внешних электрических и магнитных полей, а также помех по цепям питания должна быть достаточной для нормального функционирования АСУ ТП. Для этих целей применяются специальные аппаратные (схемные) и программные решения:

– применение экранированных пар для передачи электрических сигналов;

– применение элементной базы, обладающей повышенной помехозащищенностью.

Разрабатываемая АСУ ТП должна быть универсальной, обеспечивать возможность ее использования на широком классе объектов управления и соответствовать достигнутому мировому уровню в области создания АСУТП по функциональному развитию, удобству эксплуатации и обслуживания.

Технические средства зарубежного производства должны иметь необходимые Российские сертификаты.

При разработке схем автоматизации и соответствующих мнемосхем, а также при кодировке позиций КИПиА следует придерживаться существующих отечественных стандартов:

– ГОСТ 21.404-85 "Автоматизация производственных процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах".

Номера позиций КИПиА должны быть строго индивидуальны, не повторяться и согласовываться системой обозначения позиций в проектной документации.

Сбор и первичная обработка технологической информации включает в себя:

– опрос аналоговых и дискретных датчиков КИП, нормирующих преобразователей, дискретных сигналов изменения состояния оборудования, частотно-импульсных сигналов от интегрирующих счетчиков, прием информации от интеллектуальных расходомеров и станций управления и пр.;

– масштабирование и перевод в действительные значения в соответствии с градуировочными характеристиками аналоговых измерительных элементов.

Период опроса определяется для каждого конкретного параметра индивидуально в зависимости от важности позиции и быстроты протекания контролируемого технологического процесса. время цикла опроса аналоговых сигналов не более 5 сек.;

Первичная обработка должна обеспечить достоверность принимаемой информации. Для этого АСУТП должна иметь возможность определения короткого замыкания и обрыва цепи датчика – для аналоговых приборов, фильтрацию сигналов от высокочастотных помех и выбросов.

В АСУТП должен иметься набор коэффициентов постоянной времени фильтрации входного сигнала.

При обнаружении неисправности в цепи датчика должен генерироваться аварийный сигнал. При этом позиция может быть сконфигурирована таким образом, что текущее значение измеряемого параметра "замораживается" на величине = "до неисправности" и/или регулятор переходит в ручной режим.

На операторских станциях АСУ ТП должна быть предусмотрена световая и звуковая сигнализация с возможностью квитирования.

Световая сигнализация должна реализовываться мерцанием и изменением цвета цифровых значений переменных, фона и графических объектов на экранах дисплеев. После квитирования – мерцание прекращается, а цвет остается соответствующим состоянию переменных.

– при нарушении регламентных границ технологических переменных. При этом сигнализация должна быть как минимум двух уровней – предупредительная и аварийная;

– при обнаружении загазованности в пределах технологического объекта;

– при обнаружении неисправности в работе собственного оборудования или получении сигнала о неисправной работе подсистем, датчиков, исполнительных механизмов АСУ ТП и прочего оборудования.

АСУТП должна обеспечивать формирование значения управляющего воздействия, проверку его на допустимость (превышение скорости изменения, границ по max, min, корректность работы по сигналам самодиагностики) и выдачу управляющего воздействия на исполнительный механизм с периодом не более 1 секунды.

При этом, для аналоговых выходных сигналов должна производиться проверка выходной цепи на обрыв и короткое замыкание. При обнаружении неисправности в цепи должен генерироваться аварийный сигнал.

При этом могут применяться одноконтурные и каскадные схемы регулирования.

В каждом контуре должна быть предусмотрена возможность ручного дистанционного управления с пульта оператора. При этом должен обеспечиваться безударный переход с режима ручного управления на автоматическое регулирование и наоборот. Этот переход должен выполняться не более чем за 1 сек и быть достаточно простым для оператора.

– автоматически при обнаружении неисправности линии датчика либо исполнительного механизма в любое заранее заданное состояние: min, max, n%, замораживание.

Настройка параметров регуляторов должна производиться с пульта оператора-технолога в процессе работы АСУ ТП, а коррекция алгоритмов программно-логического управления – на инструментальном комплексе (инженерная станция) с последующей перезагрузкой программы в регулирующий контроллер.

Все действия оператора-технолога по связи с АСУ ТП должны быть защищены от возможных ошибок. Для этого, в особо важных случаях, при попытке оператора провести некоторые управляющие воздействия, АСУ ТП должна запросить подтверждение действия.

Ошибочные действия оператора должны диагностироваться и игнорироваться АСУТП, с обязательным оповещением. Должна существовать система подсказок, которая должна сообщать оператору о его ошибке и каким образом эту ошибку устранить.

Кнопки и ключи должны быть защищены от случайного нажатия или переключения. С этой целью они могут быть закрыты защитными крышками, шторками либо их расположение должно исключать случайные воздействия.

Функция отображения информации должна обеспечить по запросу оператора-технолога вывод на экран цветного графического дисплея оперативной информации о состоянии технологического процесса и оборудования, представляемой в виде мнемосхем, трендов, сводок и пр.

Числовые значения технологических параметров и графики выводятся в физических единицах измерения.

На выводимых кадрах должна быть предусмотрена предупредительная и аварийная сигнализация по двум границам нарушений (верхней и нижней), сигнализация выхода за границы достоверности и сигнализация обрыва цепей входа/выхода.

Информация с процесса должна обновляться на каждом вызванном кадре с частотой не более 1 раза в секунду.

Время реакции на вызов кадра – не более 1.5 сек для часто вызываемых кадров и не более 5 сек для остальных кадров.

В SCADA должны быть предусмотрены сводки данных по контроллерам, по типу переменных (аналоговые, дискретные, счетчики и т. д.), сводки событий и активных тревог.

В АСУТП должны быть предусмотрены как минимум следующие рабочие панели (дисплеи, окна):

Предназначены для контроля за работой всего производства и для получения быстрого доступа к более подробным панелям.

Представляют собой графические изображения технологических блоков и оборудования, средств КИП, отображают структуру алгоритмов управления и их состояние

Предоставляют доступ для контроля и изменения настроечных параметров конкретной позиции.

Отражают в хронологическом порядке срабатывания технологической сигнализации в ходе процесса.

Оператору-технологу должны быть предоставлены простые и естественные способы вызова и ввода данных для различных панелей:

В АСУ ТП должны регистрироваться и архивироваться в хронологическом порядке с возможностью последующего просмотра и вывода на печать:

– данные о ходе технологического процесса – числовые значения измеренных величин с заданной периодичностью (тренды) в том числе накопленные данные технико-экономических показателей;

– действия оператора – с регистрацией содержания и времени произведенных операций;

– срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, срабатывание защит, с указанием номеров позиций, величины параметра, времени срабатывания и времени восстановления параметра в нормальное состояние;

– аварийные сигналы диагностики, с указанием неисправности, времени их возникновения, а также восстановления нормального состояния.

Фиксирование времени появления дискретных событий должно обеспечиваться с точностью (дискретностью) не хуже 1 сек.

– мгновенный тренд, график значений переменной появляется с момента вызова тренда.

– исторический тренд, дающий возможность просматривать значения параметра за определенный период времени (до 30-х суток). График может «прокручиваться» вперед и назад по оси времени с возможностью просмотра числовых значений параметров (в физических единицах) по каждой выборке.

Если период наблюдения очень большой, то каждое измерение может представлять усредненные данные. Архивные данные должны храниться в энергонезависимых носителях информации, как правило, на сервере. Должна быть предусмотрена возможность их копирования на CD-ROM или CD-RW.

В АСУ ТП должно происходить автоматическое составление отчетов по заданной форме на основе собранной информации и, при необходимости, вывод их на печать:

– отчет о действиях операторов, о нарушениях регламентных границ технологических параметров, о системных сообщениях (по требованию и/или автоматически по мере возникновения событий);

– архивная информация по выбранным позициям в виде таблиц либо трендов за определенное время (по требованию).

Документация по режимным листам и хозрасчетным показателям печатается в табличных формах.

Любую информацию по установке (мнемосхемы, тренды и пр.) операторы-технологи в любой момент времени должны иметь возможность вывести на печать. Печать по требованию будет осуществляться через принтер отчетов.

Отказ технических средств системы или потеря электропитания не должны приводить к разрушению операционной системы, потере собственной конфигурации, а так же настроечных параметров функциональных блоков.

Для этого может быть предусмотрена батарейная поддержка или другие средства (например, сохранение информации в энергонезависимой памяти, на жестком диске и пр.), позволяющие сохранять параметры и программы при отсутствии электроэнергии в течении длительного времени (не менее 3-х месяцев).

В АСУ ТП должны быть предусмотрены меры по минимизации последствий отказов и их влияния на ход технологического процесса.

Не каждый отказ может и должен привести к аварийной ситуации. АСУ ТП должна оценивать значимость отказа технических средств и по отдельным его видам игнорировать отказавшие функции с выдачей сообщения оператору.

АСУ ТП НП должна иметь полный набор аппаратного и программного обеспечения для создания и изменения собственной конфигурации. При этом должна быть предусмотрена возможность загрузки измененных или созданных программ в отдельные узлы при работе системы без нарушения ее работы в режиме ON-LINE.

Изменение (либо создание) конфигурации должно производиться с инженерной станции – рабочего места инженера программиста.

Система должна иметь возможность самодокументирования – вывода описания конфигурации и прикладного программного обеспечения на печать.

Математическое обеспечение (МО) должно включать в себя методы и алгоритмы, необходимые для выполнения функций системы.

Используемые алгоритмы по возможности должны быть унифицированы, и разрабатываться по модульному принципу.

– обработки, накопления, усреднения, интегрирования и внесения корректив;

– создание простейших математических моделей технологических объектов

Информационное обеспечение АСУ ТП включает в себя следующие категории данных:

– оперативные данные – текущие значения технологических переменных, поступающих в АСУ ТП в результате опроса и первичной переработки информации и текущее состояние оборудования;

– обработанные данные – усредненные или сглаженные за определенные периоды времени значения переменных, в том числе в виде трендов, расчетные значения технико-экономических показателей в виде отчетных документов, их средние, интегральные и удельные значения за определенные периоды (час, смена, сутки, месяц, год);

– данные о нарушениях регламента технологического процесса в хронологическом порядке;

– данные о изменении состояния технологического оборудования в хронологическом порядке;

– данные лабораторных анализов и прочие параметры, вводимые вручную;

Структура построения данных должна основываться на единой базе данных (БД).

Система классификации и кодирования информации должны включать в себя соглашения по шифрам аналоговых и дискретных точек ввода/вывода и цветам индикации нарушений регламентных норм и состояний оборудования.

Каждая аналоговая и дискретная точка ввода/вывода должна иметь уникальный шифр (идентификатор), состоящий из символьной строки длиной до 8 символов. Структура шифра должна иметь следующий вид:

В документации должна быть представлена таблица соответствия позиций по проекту и идентификаторов точек ввода/вывода.

Цвета индикации нарушений регламентных норм и состояний оборудования должны подчиняться соглашениям, приведенным в табл.4.2.

Http://pandia. ru/text/78/654/88398.php

Добавить комментарий