CC BY
352
УДК 62-519 Виноградов А.Н.
ФГБУН Институт автоматики и процессов управления ДВО РАН, Владивосток, Россия
ОПЫТ РАЗРАБОТКИ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ НЕФТЕБАЗЫ
Введение
В последнее время все большее внимание специалистов, работающих в сфере системной интеграции, уделяется вопросам унифицированного подхода к проблемам автоматизации технологических процессов. Безусловно, такой подход необходим и при автоматизации технологических процессов приема, хранения, отпуска и коммерческого учета нефтепродуктов на нефтебазах [1] . Нетривиальность и трудоемкость задачи автоматизации обусловлена многовариантностью возможных технических решений, выбора оборудования, а так же неоднозначностью при определении уровня и степени автоматизации. При выборе оптимальных технических решений должны учитываться различные критерии, включающие в себя как характеристики объектов автоматизации, так и требования эксплуатационного и сервисного обслуживания [2] . При этом не только в значительной степени возрастает и усложняется информационная база результатов измерений, обусловленная широким спектром и большим количеством измерительного и технологического оборудования, но и возникает еще один существенный, усложняющий разработку АСУ ТП аспект. Он связан с необходимостью создания распределенной системы управления (РСУ), включающей в себя функционально независимые подсистемы (расположенные территориально на значительном расстоянии друг от друга) со своими датчиками, исполнительными механизмами, предназначенными для управления конкретной частью нефтебазы. Естественно, что все подсистемы должны быть объединены в локальную сеть, позволяющую взаимодействовать с другими контурами и устройствами для выполнения общей задачи. Характерной чертой такой системы является децентрализованная обработка данных, повышенная отказоустойчивость, стандартная и единая структура базы данных. Заметим, что для сотрудников нефтебазы принципиально важно наблюдать за процессами изменения параметров и состояния оборудования в реальном времени, что требует считывания данных с малым периодом времени. Усложнение стандартных алгоритмов управления технологическими процессами нефтебазы, большие потоки данных с необходимостью обеспечения межсистемного взаимодействия, совокупность разнотипных технических средств и контрольно-измерительных приборов (в том числе и по форматам передаваемых данных), коммуникационных средств передачи данных в центральную систему управления и распространения их по локальной сети, является, безусловно, нетривиальной задачей.
Описание объектов автоматизации, структура и задачи системы
Коллектив сотрудников Института автоматики и процессов управления ДВО РАН совместно с инжиниринговыми компаниями «Вира» и «Инфовира», г. Владивосток в 2013 году завершили работы по созданию АСУ ТП нефтебазы ООО «Нико-Ойл ДВ» в г. Владивостоке. Система, эксплуатируемая на нефтебазе, имеет децентрализованную территориально-распределенную структуру и предназначена для решения следующих задач:
- измерение параметров нефтепродуктов в автоматическом режиме и архивирование текущих значений ;
- автоматизированный контроль и управление технологическим процессом приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов;
- автоматизация противопожарной защиты и предотвращение образования взрывоопасной среды на объектах нефтебазы, безопасная эксплуатация технологического оборудования и сооружений;
- визуальное наблюдение (мониторинг) изменений параметров и состояния технологического оборудования в режиме реального времени, своевременное обнаружение аварийный ситуаций;
- формирование отчетных документов.
Объектами автоматизации являются:
- резервуарный парк, состоящий из 5 резервуаров с мазутом (6000 м3) и дизельным топливом (5000 м3 ) ;
- односторонняя сливная железнодорожная эстакада со сливным коллектором, в состав которой входят установки нижнего слива в количестве 6 шт.;
- продуктовая насосная станция для дизельного топлива и мазута с емкостями для зачистки трубопроводов, насосами в количестве 8шт., резервным дизель-генератором и системой вентиляции;
- технологическая площадка пирса, включает в себя три трубопровода, два дизельного топлива и один трубопровод мазута, по которым осуществляется отгрузка/приемка нефтепродуктов;
- насосная станция морской воды с системой трубопроводов;
- насосная станция пенотушения с системой трубопроводов.
Система имеет 3-х уровневую структуру, представленную на рис.1.
Верхний уровень, SCADA система
Сервер базы данных
АРМ диспетчера 1 АРМ диспетчера 2 АРМ оператора пирса Ithernet
ВОЛС, Ithernet, Modbus TCP/IP, RS-485
Средний уровень, контроллеры, модули ввода/вывода, сетевое оборудование
4-20мА, дискретные сигналы, RS-485
Нижний уровень, датчики и исполнительные механизмы
Исполнительные механизмы Датчики измеряющие параметры
(частотные преобразователи, (давление, уровень, температура,
насосы,электропривода,вентиляторы) расход)
Датчики пожарной сигнализации и довзрывной концентрации
Рис.1 - Структурная схема иерархии построения АСУ ТП нефтебазы
Контроллеры среднего уровня КРОСС-500, расположенные территориально в разных зданиях, объединены волоконно-оптическими линиями связи (ВОЛС) с использованием резервирования кольцом по технологии Turbo Ring на базе коммутаторов MOXA EDS-405A-MM-SC рис.2. Данная технология резервирования ВОЛС позволяет системе функционировать при обрыве любой части кольца. Переключение на работоспособную часть линии в случае обрыва производится коммутаторами автоматически.
Ж/д эстакада
Центр управления АСУ нефтебазы Основная диспетчерская
Turbo
Ring
Автоматическая станция охлаждения морской водой
Автоматическая
станция
пенотушения
Продуктовая насосная мазута и дизельного топлива
Резервная АРМ
диспетчерская оператора пирса
Рис.2 - Схема волоконно-оптических линий связи АСУ ТП нефтебазы с резервированием по технологии Turbo Ring
Управление и контроль за ходом технологических процессов нефтебазы осуществляется с двух автоматизированных рабочих мест (АРМ) диспетчеров и АРМ оператора технологической площадки пирса. Архивирование измеренных параметров производится сервером баз данных независимо от автоматизированных рабочих мест. Надежность системы дополнительно обеспечивается резервированием блока центрального процессора и применением источников бесперебойного питания во всех распределенных станциях управления.
В состав системы входят подсистемы, представленные на рис. 3.
Рис.3 - Подсистемы АСУ ТП нефтебазы
Рассмотрим подробнее основные подсистемы, входящие в состав АСУ ТП нефтебазы.
Подсистема учета, контроля и управления технологическими процессами приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов
Для расчета массы нефтепродукта, находящего в резервуаре, используется косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе, предполагающем измерения гидростатического давления и уровня продукта в мерах вместимости [3].
Измерение уровня в резервуарах осуществляется радарными уровнемерами БАРС351И. Для измерения гидростатического давления используются датчики 3051L. Температура нефтепродукта в резервуарах измеряется с помощью термоподвесок с шагом 0,5 м.
АРМ диспетчера предусматривают двухпозиционное управление электроприводами задвижек резервуарного парка и автоматическое приведение электрозадвижек, расположенных на пирсе в заданное положение в диапазоне от 0 до 100% открытия.
Мнемосхема мониторинга технологического процесса нефтебазы представлена на рис.4.
HftepaTQp:noteboolc Учет нефтепродуктов ООО "Нико-Ойл" г. Владивосток i92.i68.io7.mi
Изменения
запасов
Рис.4 - Мониторинг технологического процесса
Диспетчер может так же управлять системой вентиляции и состоянием насосов в продуктовой насосной. В штатном режиме система вентиляции работает в автоматическом режиме. Время включе-ния/выключения и выбор необходимых вентиляторов (приточных, вытяжных или аварийного) осуществляется системой вентиляции по заданным алгоритмам в зависимости от сигналов, поступаемых со станции управления продуктовой насосной. Например, в случае срабатывания датчика системы контроля уровня довзврывной концентрации паров в мазутной насосной автоматически происходит остановка всех продуктовых насосов и включается аварийный вентилятор.
Подсистема противопожарной защиты и предотвращения образования взрывоопасной среды Для ликвидации очага пожара в АСУ ТП нефтебазы предусмотрена подсистема пожаротушения. В неё входят автоматические станции пенотушения и орошения морской водой с системами трубопроводов. В зависимости от места возникновения пожара предусмотрены десять сценариев тушения (рис.5).
Рис.5 - Мнемосхема контроля и управления подсистемой пожаротушения
Запуск необходимого сценария тушения может осуществляться как в ручном, так и в полностью автоматическом режиме по сигналам от датчиков системы пожарной сигнализации. В случае превышения допустимого уровня довзрывной концентрации паров нефтепродуктов в системе предусмотрена световая и звуковая сигнализация с отображением места расположения сработавшего датчика.
Ретроспективный анализ функционирования АСУ ТП
Помимо архивирования результатов измерений в системе предусмотрено архивирование всех событий, происходящих в системе с интервалом в 1 минуту. К таким событиям относятся действия диспетчеров и операторов при работе с системой, изменения состояния технологического оборудования, а так же события, связанные с диагностикой состояния элементов самой АСУ ТП.
В режиме ретроспективного анализа данных [4] система предоставляет пользователю ряд возможностей, основные из которых сводятся к следующему.
Ретроспективный мониторинг.
В ряде случаев возникает потребность интегрально оценить ситуацию, сложившуюся в прошлом, по совокупности значений измеряемых параметров. Для этого в системе предусмотрен режим ретроспективного мониторинга. Он позволяет воспроизвести на экране монитора ход технологического процесса в режиме прошедшего, "псевдо-реального" времени. При этом пользователю предоставляется возможность
задания масштаба времени, определяющего скорость воспроизведения процесса.
Формирование графиков, таблиц и отчетных форм.
Система ориентирована на представление данных в графическом и табличном виде за заданный пользователем интервал времени.
Отчетные формы, предусмотренные в системе автоматизации нефтебазы, позволяют понять картину текущего состояния резервуарного парка и проследить изменение запасов за определенный период.
Диагностика системы
В процессе работы АСУ ТП производиться постоянная самодиагностика работоспособности системы на всех уровнях системы. События, связанные с отказом датчиков, исполнительных механизмов, модулей ввода/вывода, контроллеров или линий связи между устройствами записываются в журнал событий и сопровождаются звуковой и световой сигнализацией.
Заключение
Основные перспективы развития системы связаны с предоставлением дополнительных удобств эксплуатирующему персоналу в части управления и контроля за ходом технологического процесса (выделение пользователем интересующих его фрагментов объекта на его схеме, развертка их на весь экран с визуализацией дополнительных параметров, выводом на экран на фоне фрагмента графиков параметров с заданной глубиной по времени и т.д.), а также с дальнейшей автоматизацией технологических процессов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Концепция комплексной автоматизированной системы коммерческого учета движения нефтепродуктов, контроля и управления технологическими процессами по приему, хранению и отгрузке нефтепродуктов и обеспечению документооборота. ООО «МЦЭ инжиниринг» 41 стр.
2. Виноградов А.Н., Даниельян С.А., Кузнецов Р.С., Чипулис В.П. Опыт разработки и эксплуатации информационно-аналитических систем в теплоэнергетике // Известия Томского политехнического университета. 2009. Т. 314. № 5. С. 48-54.
3. ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
4. Виноградов А.Н., Кузнецов Р.С. Сравнительный анализ параметров функционирования объектов теплоэнергетики // Труды международного симпозиума Надежность и качество. 2010. Т. 2. С. 74-76.
