Дмитрий Эвард: Построение автоматизированных систем диспетчеризации и управления в нефтегазовой отрасли
В статье описываются особенности построения современных систем диспетчеризации и управления (АСДУ) в нефтегазовой отрасли, даются практические рекомендации для рационального выбора технических средств, программного обеспечения и методики обеспечения информационной стыковки АСДУ – ERP.
Рис.2
Введение
Общеизвестно, что в функционировании современного нефтегазодобывающего предприятия важную роль играет работа автоматизированной системы диспетчеризации и управления (АСДУ). Настоящая статья посвящена вопросам построения таких систем и перспективам включения их в интегрированные системы управления предприятием.
С давних пор на промышленных предприятиях существует диспетчерская служба. Ее функции постепенно расширялись от передачи необходимых сообщений между работниками, вызова аварийных, пожарных и ремонтных бригад до полного контроля работы предприятия. Последнее становится возможным при внедрении на предприятии автоматизированных систем диспетчеризации и управления АСДУ.
АСДУ представляют собой разновидность систем управления технологическим процессом (АСУТП), в которых основной функцией является обслуживание автоматизированных рабочих мест диспетчеров (АРМ), т.е. обеспечение их своевременной информацией о ходе работы технологического цикла и автоматизированная передача в системы управления техпроцессами команд, в первую очередь противоаварийного характера. В зависимости от требований заказчика в состав функций АСДУ могут включаться также и функции, характерные для АСУТП, например автоматическое регулирование процессов. Отличительной чертой АСДУ также является то, что информация в АРМ диспетчера поступает от нескольких объектов автоматизации, законченных технологических циклов и даже целых производств, а не с одного технологического цикла, как в классической АСУТП.
Построение современной АСДУ в нефтегазовой отрасли
Автоматизация работы диспетчера эффективна практически на любом промышленном предприятии, но особенно она необходима на предприятиях со сложной территориально распределенной структурой производства, например на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Такие предприятия отличаются повышенной взрыво- и пожароопасностью, в результате чего огромное значение имеют вопросы обеспечения своевременного реагирования на возникающие аварийные ситуации и своевременная исчерпывающая информированность руководства компании для принятия немедленных действий по предупреждению возможных чрезвычайных ситуаций, техногенных и экологических катастроф, людских жертв.
На предприятиях нефтегазовой отрасли присутствуют территориально распределенные объекты добычи – скважины, насосы-качалки, устройства поддержания давления в пласте и т.п., а также установки первичной обработки нефтегазового сырья и подготовки его к подаче в магистральные трубопроводные сети. Для первой группы объектов в большей степени актуальны вопросы контроля их работы и учета расхода электроэнергии и технологических материалов. Для второй группы объектов наряду с контролем работы самого объекта характерна большая важность автоматического и автоматизированного управления и поддержания стабильности протекания технологических процессов.
Современная система диспетчеризации и управления должна сочетать в себе функции, характерные для обеих групп объектов: обеспечивать диспетчера удобным, интуитивно понятным интерфейсом, сочетающим возможности дистанционного управления с гибкой системой доступа к возможности выдачи управляющих воздействий.
В зависимости от особенностей объекта автоматизации в АСДУ также важно наличие функций блокировок недопустимых воздействий и блокировки/отключения работы объектов при возникновении аварийных ситуаций. Применяемое для разработки АСДУ программное обеспечение должно давать возможность обслуживающему персоналу вносить необходимые изменения в процессе эксплуатации системы.
Современная информационно-управляющая система диспетчерского управления (ИУСДУ) создается на базе программно-технического комплекса, ориентированного на совместную работу с системами сбора и первичной обработки данных, например интеллектуальными датчиками, микропроцессорными программируемыми контроллерами и т.д. и состоящего из серверов ввода-вывода, систем приема-передачи данных и сред разработки и исполнения SCADA-приложений.
Как правило, ИУС ДУ функционирует на IBM-совместимых компьютерах промышленного исполнения под управлением операционных систем семейства Windows или nix-систем. Обмен информацией между контроллерами и сервером осуществляется по промышленной сети на базе протокола RS485, а между сервером и компьютерами автоматизированных рабочих мест – по сети Ethernet.
Опыт разработки и внедрения ИУС ДУ показал, что эффективным и логичным шагом к упрощению структуры ИУС ДУ является унификация сетей, т.е. применение сети одного типа как для связи между сервером и компьютерами, так и для связи контроллеров с сервером. Такой сетью в современных системах, как правило, является Ethernet в модификации Industrial Ethernet. Такое решение позволяет использовать существующие программные средства для связи с удаленными объектами (радио-Ethernet), а также средства резервирования сетей. Для более удаленных объектов возможно применение программного пакета поддержки GSM-технологии. В этом случае обмен информацией будет происходить посредством SMS сообщений.
Основным поставщиком информации для ИУС ДУ являются различные автоматизированные системы управления технологическими процессами. Системы управления в нефтегазовой отрасли строятся на базе микропроцессорных контроллеров, причем при необходимости осуществляется полное дублирование процессоров и/или модулей ввода-вывода, а также применяется оборудование во взрывобезопасных корпусах (оболочках). Контроллеры, выполняющие функции противоаварийной защиты (ПАЗ), как правило, физически отделены от контроллеров сбора данных и управления, что существенно повышает надежность выполнения наиболее критических операций. Кроме того, на особенно ответственных участках работы, например на установках комплексной подготовки газа, применяются стандартом де-факто троированные системы ПАЗ, обеспечивающие практически 100% надежность срабатывания противоаварийной защиты в случае чрезвычайных ситуаций.
Основные функции АСДУ
- сбор информации с аналоговых, дискретных и интеллектуальных датчиков, ручной ввод данных;
- обработка информации и расчет значений параметров и показателей по измеренным сигналам;
- обнаружение, сигнализация и регистрация отклонений технологических параметров от регламентных норм, изменений состояния оборудования и локальной автоматики, срабатываний блокировок и защит;
- расчет средних и интегральных значений параметров за каждый астрономический час, сутки, месяц, год;
- отображение видеокадров (мнемосхемы, графики, таблицы) по объектам компании на экранах мониторов рабочих станций;
- защита информации от несанкционированного доступа;
- контроль и учет расхода газа и конденсата;
- контроль и учет наработки технологического оборудования;
- накопление истории протекания технологических процессов на срок не менее 30 суток;
- формирование и печать оперативных документов;
- обмен информацией между уровнями системы.
- дистанционное управление технологическим оборудованием (насосы, запорная арматура, и т.п.);
- логическое управление технологическим оборудованием;
- регулирование технологических параметров.
- диагностика состояния комплекса технических средств системы;
- самовосстановление работоспособности (перезапуск) ПТК системы при сбое электроснабжения;
- организация вычислительного процесса в отдельных устройствах и в системе в целом;
- оперативная параметризация (конфигурирование) системы при изменении объекта (градуировки датчиков, алгоритмов регулирования, управления, ПАЗ).
Функции подсистемы противоаварийной защиты (ПАЗ)
- блокировка технологического процесса и оборудования;
- аварийный останов технологических объектов в автоматическом режиме или по команде оператора при возникновении аварийных ситуаций.
Информация, собранная системами сбора и управления, передается через системы связи в АРМ оператора АСДУ. Применяемое в составе АРМ программное обеспечение АСДУ дает оператору необходимые средства для контроля и ведения технологических процессов. Это достигается посредством набора выводимых на экран АРМ мнемосхем вкупе с системой сигнализации аварийных и предаварийных состояний, что обеспечивает полную информированность о состоянии объектов. Также необходимо отметить, что программное обеспечение должно содержать механизм разделения прав доступа к АСДУ различных категорий сотрудников (операторов, технологов, программистов и т.д.).
Конфигурация средств представления информации в каждой конкретной АСДУ разная и зависит от технологической сложности и информационной емкости системы, а также требований заказчика. Она может включать в себя как один, два компьютера, так и целый парк компьютерной техники, включая, так называемую, видеостену, объединяющую несколько видеопанелей в один большой экран, размеры которого ограничены только размерами стены, на которую крепятся панели. Технологическим развитием последнего станет Ситуационный центр, о целях и задачах которого мы поговорим в другой раз.
Построение системы диспетчеризации на примере Информационно-управляющей системы газоконденсатного месторождения
В состав газодобывающего предприятия помимо скважин, расположенных в радиусе порядка 3 км от центрального диспетчерского пункта, входят технологические объекты сбора и первичной обработки газоконденсата: площадки отключающей арматуры (ГП-1), укрытия входных ниток (ГП-2), цех сепарации газа (ГП-3), факельные сепараторы (ГП-28), факелы (ГП-150). Комплекс данных агрегатов образуют установку получения природного газа (УППГ) из газового конденсата. В системе предусмотрена перспектива дальнейшего расширения списка объектов, в том числе объектов жизнеобеспечения – водоснабжения, котельной, энергохозяйством и.т.п. Структура системы показана на Рис. 1.
На рис. 2.приведен экран АРМ ИУС, который появляется при запуске системы. На нем показаны объекты УППГ. Рядом с объектами находятся надписи, содержащие название объекта. Меню навигации расположено вверху экрана и содержит набор основных пунктов навигации.
Рабочая зона, содержит мнемосхему технологического или вспомогательного видеокадра. В зависимости от назначения видеокадра рабочая зона может содержать технологические мнемосхемы, содержащие мнемосимволы насосов, кранов, газопроводов, аналоговых датчиков, кнопки управления объектами.
Внизу экрана располагается окно сообщений. Оно содержит предупредительные, аварийные и технологические сообщения, относящиеся к технологическому процессу в привязке по дате и времени и зарегистрированному оператору. Каждое событие изображается одной строкой, содержащей поля, позволяющие идентифицировать событие как предупреждение, либо как аварийное сообщение, а также место происхождения события сообщения.
Одно из удобств навигации по экранам (мнемосхемам) состоит в многовариантности способов навигации. Навигация по экранам может осуществляться через пункты главного меню и кнопки на видеокадрах. Еще один способ навигации состоит в наведении курсора «мыши» на изображение объектов системы на экране, при этом соответствующий объект обводится рамкой. Щелчок левой кнопкой «мыши» вызывает появление, например, детальной мнемосхемы выбранного объекта. При наведении курсора «мыши» на мнемосимвол управляющих элементов системы: крана, клапана, насоса, факела, аналогового сигнала, клапана-регулятора и т.п. соответствующий объект также обводится рамкой. При щелчке левой кнопкой «мыши» появляется окно, которое содержит информацию о состоянии технологического объекта и органы управления им. Таким образом, диспетчер может производить дистанционное управление объектами, контролировать выполнение своих команд или получать информации о неисправности исполнительного органа. Аналогично при наведении курсора «мыши» на мнемосимвол датчика появляется окно, которое содержит информацию о состоянии датчика и параметрах измерения. В частности, при замене датчика диспетчер может ввести новую шкалу измерения, произвести калибровку и т.п.
Среди вспомогательных функций ИУС остановимся более подробно на функции диагностики состояния комплекса технических средств (КТС) системы. ИУС постоянно отслеживает работоспособность всех контроллеров, причем отказы определяются вплоть до отдельного модуля. Также фиксируется отказ каждого датчика в системе управления. Кроме получения сведений в списке видеокадра «Оперативный журнал», оператор может вызвать экран состояния КТС системы, где цветом обозначаются неисправные устройства. Для неисправных модулей и датчиков также имеются специальные информационные экраны. Получаемая таким образом целостная картина работоспособности системы будет весьма полезна для обслуживающего персонала ИУС, т.к. позволит четче организовывать и планировать свою деятельность по устранению неисправностей.
Одной из важных функций ИУС является генерация отчетов по количеству переработанного/добытого продукта, в данном случае газа, по каждому технологическому объекту. При вызове этой функции на экран выводится отчет по режиму работы узла, включающий величину расхода и данные о среднем, максимальном и минимальном давлении и температуре. Кроме того, рассчитывается итоговый расход и средние, максимальные и минимальные значения давления и температуры за сутки. При выполнении операции генерируется файл отчета в стандартном формате MS Excel, доступный не только диспетчеру, но и всем техническим и экономическим службам предприятия по сети Ethernet. В отчет нельзя вносить изменений, но можно распечатать. Файлы отчетов хранятся в системе под уникальными именами, что позволяет пользоваться ими по мере необходимости. Имеется возможность генерировать отчеты за любые отчетные периоды, например за месяц или за год работы предприятия.
Рис. 3
Информационное взаимодействие АСДУ и ERP-систем
Упомянутая информация далеко не единственная, которая жизненно необходима для эффективной работы автоматизированной системы управления предприятия, обычно называемых АСУП или ERP. В настоящее время в повестку дня поставлен вопрос создания полностью интегрированных систем управления предприятием. Одним из отличий такой системы является активное использование информации, поступающей по цепочке Датчик-АСУ ТП – АСДУ.
Автоматизированные системы, находящиеся на стыке АСУ ТП – ERP получили название MES-системы. В приложении к предприятиям добывающих отраслей основными функциями MES-системы являются функции учета продукции, например, объемов нефти, газа, учета энергозатрат – электричества, энергоносителей, учета рабочего времени и простоев и т.д. Уже сейчас разработчики АСУ ТП – АСДУ пытаются решить эту задачу путем сохранения подобной информации в формате коммерческих баз данных (ORACLE, MS SQL Server и др.) с возможностью доступа к ним со стороны корпоративной ERP. При всей простоте такое решение не может считаться ни оптимальным, ни тем более, универсальным. Кроме достаточной неповоротливости такого решения одним из аргументов против него может быть все возрастающее распространение в качестве корпоративных ERP интегрированных систем, таких как, SAP. В этом случае следует организовать информационные потоки без прямого использования коммерческих баз данных, для чего необходимо выбрать соответствующее программное обеспечение АСДУ, использующее базы данных реального времени, либо обменивающееся данными в понятном для обоих уровней формате, например, XML. Рациональный выбор методов построения АСДУ может, в этом случае, стать основой обеспечения информационной стыковки АСУ ТП – ERP.
Заключение
Для предприятий нефтегазовой отрасли, особенно добывающих, отличающихся значительной территориальной разобщенностью объектов на месторождении, весьма актуально применение автоматизированных систем диспетчеризации и управления.
Использование современных средств вычислительной техники, современных сетевых технологий в т.ч. радиосвязи и сотовой связи, позволяет дать диспетчеру своевременную оперативную информацию о состоянии производства, и возможность обеспечить надежную работу противоаварийных и противопожарных автоматизированных систем.