CC BY
36АВТОМАТИЗАЦИЯ
Р.Н. Семенов, заместитель генерального директора по капитальному строительству;
Э.К. Цупак, начальник Управления капитального строительства, ООО «Газпром информ»;
И.С. Криворотько, начальник отдела технического обслуживания и ремонта технических и программноаппаратных средств АСУ ТП и ТМ МГ ООО «Газпром трансгаз Ухта»
ОСОБЕННОСТИ РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УХТА»
В статье рассматриваются основные технические и организационные особенности реконструкции автоматизированной системы управления технологическими процессами (далее - АСУ ТП) магистральных газопроводов на участке ООО «Газпром трансгаз Ухта», а также структурные особенности создаваемой SCADA-системы и ее преимущества.
С целью организации централизованного управления объектами транспорта газа осуществляется координация работ по интеграции АСУ ТП строящихся масштабных проектов, таких как «Северо-Европейский газопровод» (СЕГ), «Система МГ «Бованенково -Ухта», газопровода «Починки - Грязо-вец».
СТРУКТУРА АСУ ТП МГ
Автоматизированная система управления технологическими процессами магистральных газопроводов на участке ООО «Газпром трансгаз Ухта» предназначена для эффективного автоматизированного контроля и управления технологическими процессами транспорта газа, осуществляемого в режиме реального времени.
Общей целью создания системы является повышение экономической эффективности транспорта газа на технологических объектах, которая достигается путем реализации следующих задач:
1) контроль и управление основными и вспомогательными технологическими процессами на объектах транспорта газа;
2) обеспечение эффективности контроля, управления и защиты основного и вспомогательного технологического оборудования и, как следствие, повышение надежности транспортировки газа;
3) снижение рисков принятия производственным персоналом ошибочных решений;
4) возможность оптимизации технологического процесса транспорта газа. АСУ ТП МГ представляет собой иерархическую систему распределенного диспетчерского управления в режиме реального времени с учетом существующей организационной структурой предприятия. Комплекс технических средств (КТС) и программное обеспечение (ПО) создаваемой системы достаточны для реализации всех функций, необходимых для управления и контроля технологическими процессами на объекте.
В системе обеспечена совместимость со смежными информационными системами, системами контроля и управления, в том числе системами контроля загазованности и автоматическими системами пожарной сигнализации, оповещения о пожаре и управления пожаротушением.
Обмен информацией между уровнями системы осуществляется в автоматическом режиме с использованием стандартных протоколов приема/передачи данных в режиме реального времени. В рамках реконструкции систем диспетчерского управления реализуются следующие уровни иерархии автоматизированной системы управления технологическими процессами:
1) уровень газотранспортного предприятия (ГТП);
2) уровень линейно-производственного управления/компрессорной станции (ЛПУ/КС);
3) уровень компрессорного цеха (КЦ)
- в части стыковки и администрирования на уровне ЛПУ (КС) и линейной части МГ.
В составе автоматизированной системы управления технологическими процессами магистральных газопроводов предусмотрены следующие многоуровневые функциональные подсистемы:
1. Система контроля и управления (СКУ);
2. Система технической поддержки и развития (СТПиР).
Система контроля и управления предназначена для обеспечения автоматизированного контроля и управления технологическими объектами транспорта и распределения газа в реальном времени, а также для решения дополнительных задач управления технологическими процессами, таких как мониторинг состава и технических возможностей оборудования, контроль целостности и связности газотранспортной системы (ГТС). Кроме того, подсистема реализует функции контроля потребления, учета качества газа, поступающего в ГТС, поставляемого потребителям и выходящего за пределы ГТС (транзитного) газа, а также для оперативного определения утечек и несанкционированного отбора газа. В том числе подсистема обеспечивает выполнение
функций оперативного контроля состояния технологическим оборудованием, предоставление полной и достоверной информации производственно-диспетчерской службе.
Система технической поддержки и развития обеспечивает возможность модернизации, разработки и тестирования средств АСУ ТП МГ, дальнейшего развития системы, включая интеграцию данных от существующих и вновь создаваемых систем автоматизации, а также централизованное администрирование программно-технических средств АСУ ТП МГ, диагностирование и учет их состояния.
Информационный обмен между подсистемами осуществляется с помощью унифицированного интерфейса.
Причины необходимости замены птс
Существующие ПТС как уровня центрального диспетчерского пульта (ЦДП), так и уровня диспетчерского пульта (ДП) компрессорной станции на объекте требуют замены по следующим причинам:
1) отсутствует техническая поддержка со стороны производителя (фирма REPAS AEG прекратила существование);
2) объем базы данных реального времени не удовлетворяет потребностям предприятия (количество технологических параметров превосходит возможности системы);
3) отсутствуют интерфейсы для стыковки с новыми системами АСУ ТП, а именно: невозможность обмена данными с другими SCADA-системами на всех уровнях (ЦДП, КС, КЦ и т.д.);
4) реализация коммуникационного интерфейса RESY PMC (Modnet 1N) не обеспечивает гарантированной доставки информации, что вызывает потери технологических параметров на уровне ЦДП;
5) система требует наличия в своем составе уникального аппаратного обеспечения, выпуск которого в настоящий момент прекращен. В связи с отсутствием ЗИП на аппаратуру обслуживание системы RESY PMC весьма проблематично;
6) отсутствует возможность модификации схем на мнемопа-нели, в связи с отсутствием принадлежностей (выпуск прекращен), а также отсутствует возможность вывода на мнемопанель аналоговых параметров (давление, температура и т.д.);
7) отсутствует возможность резервного копирования системы в целом;
8) система морально устарела (нет возможности для работы на современных компьютерных средствах).
иерархия создаваемой системы диспетчерского управления
На уровне ГТП система включает в себя подсистему контроля и управления (СКУ) и подсистему технической поддержки и развития (СТПиР). Для обеспечения выполнения функций системы контроля и управления предусмотрена интеграция существующего на уровне ГТП комплекса SCADA в создаваемую систему.
Интеграция предусматривает:
1) передачу полного состава параметров от существующего комплекса SCADA в создаваемую систему в реальном времени;
2) формирование команд управления и обеспечение их трансляции на уровень ЛПУ/КС в объеме, предусмотренном существующим комплексом SCADA;
WWW.NEFTEGAS.INFO
центр сертификации
STANDART
test www.standart-test. ru
Сертификационный центр «Стандарт-Тест» является независимым органом по сертификации продукции и имеет государственную аккредитацию. Компания в течение более чем 10 лет предоставляет услуги по оформлению разрешительной документации и сертификации.
Наши преимущества:
■ Штат квалифицированных экспертов;
■ Современное испытательное оборудование;
■ Высокая скорость реагирования, оптимальные сроки;
■ Сопровождение работ профессиональными специалистами;
■ Собственные аккредитованные лаборатории;
■ Качество, скорость, надежность!
О
сдс-см
SIJS-SM
ISO
Аккредитация:
Сертификация в системах ГОСТ Р, ТР, ТС, Ех: Аттестат № РОСС 1*11.ООО 1.11АВ24 Испытательная лаборатория:
Аттестат № РОСС 1411.0001.21АВ76
Сертификация в области пожарной безопасности: Аттестат № ТРПБЛ11.ПБ57 Испытательная лаборатория:
Аттестат № ТРПБЛ11.ПБ37
Оформление разрешительной документации в области промышленной безопасности:
Лицензия № ДЭ-00-013301
Сертификация систем менеджмента (ИСО): Свидетельство № РОСС [411.3791.040Ш01
ООО “СП “СТАНДАРТ-ТЕСТ”
121359, г. Москва, ул Маршала Тимошенко, д. 4 Тел.: +7 (495) 741-59-32, Факс: +7 (499) 726-30-01 E-mail: zapros@standart-test.com
автоматизация
Рис. 1. Функционально-структурная схема СДУ ООО «Газпром трансгаз Ухта» для уровня ЦДП (на базе программного обеспеченния фирмы PSI)
3) формирование экранных форм (видеокадров) и отчетно-учетных документов в соответствии с составом и формами, предусмотренными в существующем комплексе SCADA, а также с учетом требований ПДС.
Вновь создаваемые системы нижестоящего уровня (ЛПУ/КС) должны интегрироваться (обеспечивать информационное взаимодействие) непосредственно с создаваемым комплексом СКУ. Таким образом, существующий на уровне ЦДП комплекс SCADA должен вытесняться по мере ввода в действие(реконструкции) новых систем автоматизации нижестоящего уровня.
Создаваемая система диспетчерского управления строится на комплексных программных решениях ведущей европейской фирмы РБ1 AG, разрабатывающей и предлагающей программное обеспечение, удовлетворяющее самым высоким требованиям управления производством, сети передачи данных и обработки информации.Объединенные системы управления диспетчерскими процессами, интегрированные БСАйА-системы и интерактивные прикладные программы обеспечивают оптимальное управление.
Технология компании PSI АС базируется на открытой системной архитектуре со специальными модулями программного обеспечения для управления и контро-
ля процессов транспортировки, хранения и распределения нефти и газа. PSIControL SCADA - это высокоразвитые стандартизированные БСАйА-системы управления транспортировкой нефти и газа, которые позволяют осуществлять контроль и управление в таких областях, как:
1) транспортировка и хранение нефти и газа;
2) распределение ресурсов по дальним газопроводам;
3) трубопроводы для нефти и нефтепродуктов.
СТРУКТУРА СИСТЕМЫ Р51
При реконструкции систем диспетчерского управления ООО «Газпром трансгаз Ухта» используются следующие компоненты системы РБ1:
1. РБКотрас^ Подсистема реального времени
Основные функции подсистемы включают в себя:
- интерфейс с системами автоматизации;
- получение данных измерений и сообщений от систем автоматизации, передачу уставок и команд;
- декодирование, первичную обработку, верификацию, агрегирование данных;
- генерирование событий и аварийных сообщений, а также их передачу другим подсистемам;
- проведение вычислений по скриптовым процедурам:
• по событиям;
• циклически;
• обработка флагов блокировок;
- актуализацию БД РВ;
- построение БД РВ архива по изменениям с заданной глубиной;
- интерфейс с другими системами РБ1Соп^о1 / РБКотра^ многоуровневой системы РБ1 MLCБ:
• по данным реального времени - измерениям и состояниям технологических объектов;
• по уставкам и командам управления;
• по служебной информации (например, состояние подсистемы и ее ресурсов);
• проведение ретроспективного анализа.
2. РБКотраЛ Подсистема журналов и архивов
Функции реализованы на основе БД 0гас1е и включают в себя:
- обработку событий, передаваемых Журналу событий и Журналу аварийных сообщений от Подсистемы реального времени;
- построение и отладку скриптов;
- проведение циклических вычислений по скриптовым процедурам для технологических расчетов и построения балансов;
Рис. 2. Функционально-структурная схема СДУ ООО «Газпром трансгаз Ухта» для уровня ДП ЛПУ (на базе программного обеспеченния фирмы PSI)
- обработку и вычисление архивных значений (средних, пиковых, экстраполяционных, сглаживающих);
- корректировку архивных значений по дополнительным данным;
- согласованный пересчет архивных значений;
- построение и редактирование модели данных;
- активирование модели данных;
- формирование и правку профилей пользователя;
- контроль доступа к информации и управлению;
- ведение базы видеокадров.
3. PSICompact. Подсистема АРМ Подсистема «РБКотрас^ Автоматизированное рабочее место» устанавливается на АРМ, входящие в состав АСУ ТП ЛПУ и выполняет следующие функции:
- предоставление графического интерфейса пользователя для создания, правки и отладки скриптов;
- предоставление графического интерфейса пользователя для создания и изменения профилей доступа;
- предоставление графического интерфейса пользователя для конфигурирования с модели данных;
- предоставление графического интерфейса пользователя создания и редактирования мнемосхем;
- предоставление графического интерфейса пользователя в виде данных
реального времени о ходе технологического процесса транспортировки газа на участках, входящих в зону ответственности АСУ ТП соответствующих ЛПУ; -предоставление графического интерфейса пользователя в виде архивных данных для ретроспективного анализа хода технологического процесса транспортировки газа на участках, входящих в зону ответственности АСУ ТП соответствующих ЛПУ;
- предоставление графического интерфейса пользователя для работы с журналом событий и журналом аварийных сообщений.
4. PSICompact. Подсистема отчетов и сводок
Специализированный сервер с установленным ПО MS Office Excel может создаваться для составления и администрирования справок, сводок и отчетов на базе ДБ архивов и журналов. Справки, сводки и отчеты могут составляться циклически или по событию. Они могут храниться на сервере, а также передаваться по электронной почте.
5. PSICompact. Подсистема видеостены
Основной функцией Подсистемы PSICompact-видеостена является формирование видеокадров для отображения в системе отображения коллективного пользования (СОКП) информации о ходе технологического процесса транспортировки газа на участках, входящих в
зону ответственности соответствующих ЛПУ. Подключение аппаратных средств видеостены осуществляется на основе ПО <^1Сотрас^ Автоматизированное рабочее место», однако требует специальных функций и конфигураций.
6. PSIControL. Подсистема удаленного доступа
Подсистема удаленного доступа выполняет функцию предоставления доступа (в соответствии с полученными правами) к АСУ ТП ЛПУ специалистам производственных отделов и служб по протоколу «Удаленный рабочий стол».
На уровне ЛПУ/КС система включает в себя подсистему контроля и управления (СКУ) - систему SCADA.
При реконструкции СКУ учитываются требования применения единой платформы программно-технических средств систем контроля и управления реального времени на уровнях ЛПУ/ КС и ГТП.
Реконструкция существующих систем контроля и управления на уровне ЛПУ/ КС предусматривает организацию единой системы автоматизации в ДП ЛПУ/ КС. Интеграция существующих систем автоматизации нижестоящего уровня в СКУ уровня ЛПУ/КС осуществляется поэтапно:
1. На первом этапе для сбора данных от существующих систем автоматизации уровня КЦ используется существующий комплекс SCADA. При переходе на но-
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ автоматизация \\ 15
автоматизация
вые ПТС обеспечивается сопряжение с существующими цеховыми и станционными системами.
2. Вновь создаваемые и реконструируемые системы автоматизации уровня КЦ (АСУ ТП КЦ, АСУ Э, СЛТМ) интегрируются в новый комплекс СКУ уровня ЛПУ/КС.
Функционирование программнотехнических средств СКУ на уровне ЛПУ/КС обеспечивается в выделенных сегментах ЛВС с подключением к выделенному порту маршрутизатора региональной сети передачи данных с использованием собственных средств криптозащиты при передаче по открытым каналам связи. Информация СКУ имеет наивысший приоритет при прохождении по региональной сети передачи данных.
В составе системы на уровне ЛПУ/КС предусмотрен АРМ АСУ Э для обеспечения вывода на него параметров энергообеспечения с нижестоящего уровня (от существующих и реконструируемых КС/КЦ).
Создаваемая система обеспечивает следующую функциональность программно-технического комплекса СКУ:
• Информационное обеспечение и человеко-машинный интерфейс
1. Единое пространство имен переменных технологических процессов, охватывающее все уровни иерархии.
2. Масштабируемость (возможность расширения объемов собираемой и обрабатываемой информации в рамках реализованных функций, а также расширения состава функций путем включения прикладных модулей, разработанных пользователем или фирмами).
3. Возможность экспорта и импорта базы данных реального времени в файлы стандартных форматов (текстовые и т.п.).
4. Отсутствие ограничений на количество архивов и трендов в пределах объема базы данных реального времени.
5. Возможность протоколирования событий по мере поступления и архивирование аналоговых данных с требуемым минимальным периодом записи.
6. Современное решение задач графического отображения производственных процессов. Поддержка как точечной
(растровой), так и объектной (векторной) графики. Поддержка размеров активного экрана не менее 30000х10000 (с учетом скроллинга).
7. Наличие признака достоверности информации, полученной с других уровней иерархии создаваемой системы, а также от других систем.
8. Возможность установки статуса параметра (признака достоверности) вручную.
9. Возможность привязки дополнительного комментария к параметру при его недостоверности.
10. Возможность исключения параметра (группы параметров) из опроса.
11. Наличие метки времени возникновения события, связанного с переменной процесса.
12. Задержка регистрации события на уровне ЦДП от момента его возникновения на уровне ЛПУ/КС - не более одной секунды.
13. Возможность регистрации в протоколе (отчете) оператора, осуществляющего квитирование событий.
• Техническое обеспечение и способы организации информационного взаимодействия
1. Возможность создания нескольких автоматизированных рабочих мест на одном уровне иерархии, используя технологию «клиент - сервер», а также возможность функционирования одного АРМ с данными нескольких серверов в рамках одного приложения.
2. Поддержка синхронизации системного времени между всеми компонентами. Обеспечение возможности работы с сигналом синхронизации от внешних источников.
3. Наличие стандартных протоколов межкомпонентного взаимодействия.
4. Поддержка возможности горячего резервирования как отдельных узлов, так и системы в целом.
5. Возможность обмена данными между подсистемами в пределах одного уровня иерархии, а также с вышестоящим и нижестоящим уровнями на базе стека протоколов TCP/IP.
6. Возможность реализации обмена информацией с другими программными средствами, устанавливаемыми на этой же технической платформе или по каналам связи на базе открытых международных стандартов (в том числе поддержка механизма SQL-запросов).
7. Возможность установки специализированных протоколов для связи с системами управления других уровней.
8. Поддержка ОРС интерфейса спецификации 2.0 и выше.
9. Наличие драйвера доступа к базам данных 0гас1е.
• Администрирование и инструментальные средства
1. Доступное администрирование баз данных - через графическую систему.
2. Администрирование серверных комплексов разных уровней иерархии (в том числе из одного или нескольких мест).
3. Удобные инструменты редактирования графической части системы и привязки к ней активных элементов.
4. Интуитивно понятная настройка служебных и рабочих окон.
5. Администрирование базы данных реального времени в полном объеме из нескольких точек.
6. Администрирование графического отображения процессов SCADA-систем нижнего уровня.
7. Настройка отчетных форм, выдаваемых системой.
8. Возможность дополнения системы расчетными и сервисными программами, выполненными на языках высокого уровня.
9. Возможность редактирования видимых объектов графики с последующей привязкой к ней переменных системы.
10. Механизмы для повторного использования структурных компонентов как баз данных, так и графических форм.
11. Переносимость графических объектов из других приложений в систему и наоборот.
12. Простота создания новых элементов графики.
13. Понятная система падающих и всплывающих меню.
14. Возможность модификации системы при помощи стандартного инструментария.
15. Унификация инструментальных средств различных уровней системы.
В статье рассмотрены основные задачи и технические решения по реконструкции систем диспетчерского управления ООО «Газпром трансгаз Ухта». Система является развивающейся, работы по ее созданию продолжаются, интегрируются данные от различных систем автоматики и телемеханики.
. І іЛІТі I і и и in і 1OTMWW
jj * * * » * » ■ l< И U и H It ц
МИІІ
Компания ВескЬотт реализует открытые системы промышленной автоматизации на базе ПК-совместимых элементов управления Ассортимент продукции включает следующие основные разделы; Промышленные ПК, промышленные контроллеры, система ввода-вывода. Приводы и Программное обеспечение для автоматизации Каждый раздел представляет свою серию продукции, которая может использоваться как отдельный компонент, так и в качестве комплексной согласованной системы управления. „Новые технологии автоматизации" фирмы Beckhoff предлагают универсальные и независимые от отрасли решения по автоматизации и управлению во всем мире в самых разнообразных сферах, в том числе в нефтегазовой„ оборудование Beckhoff применяется на объектах различных типов (КНС, ДНС, ГТЭС и др.).
Компания Beckhoff предлагает наборную масштабируемую систему ввода-вывода, позволяющую интегрировать в систему автоматизации периферийное оборудование различных производителей с любыми типами сигналов и видами интерфейсов Среди tun рок ой линейки продукции компании Beckhoff имеется шина передачи данных Ether С АТ, которая позволяет реализовать обмен между контроллерами и модулями ввода-вывода с циклом менее 20 мкс Данная шина позволяет не только увеличить скорость обмена данными и уменьшить время реакции системы, но так же позволйет значительно лучше диагностировать системы ввода-вывода и оборудования подключенного к ним 16-битные и 24-битные модули ввода-вывода позволяют с большой точностью производить измерения. Это позволяет создавать на основе оборудования Beckhoff гибкие экспертные системы в области построения нефтегазовых объектов.
