Регистрация, контроль и управление в нефтепереработке и нефтехимии, основные параметры регулирования процессами

Основная часть

Задачи нефтяной промышленности по внедрению комплексной автоматизации всегда рассматривались как неотъемлемая часть научно-технического прогресса, направленного на интенсификацию и повышение эффективности производства в отрасли.

Территориальная разобщенность нефтяных районов страны, а с другой – необходимость организации в каждом нефтяном районе комплекса различных по видам работ предприятий, требовало создания в каждом нефтяном районе специального аппарата управления, координирующего деятельность всех предприятий для достижения единой цели – выполнения установленных плановых заданий [2].

Основные объекты добычи и сбора нефти – скважины различных способов эксплуатации, групповые замерные установки, а также пункты и установки сбора и первичной подготовки нефти. Они и являются основными объектами автоматизации, объемы которой в значительной степени характеризуют технический уровень отрасли.

Внедрение автоматизации и телемеханизации на нефтедобывающих предприятиях диктуется непрерывностью технологического процесса добычи нефти, высокой степенью его механизации, отсутствием необходимости в постоянном дежурстве обслуживающего персонала и, вместе с тем, необходимостью периодического контроля за состоянием скважин и установок на нефтепромысле, рассредоточенностью большого количества объектов на значительной площади [2].

Разработка и внедрение автоматизации осуществляются проведением комплекса работ, включающих исследование объектов, выработку идеологии и объемов автоматизированных систем управления (АСУ), проведение необходимых теоретических исследований, разработку и промышленное освоение специализированных технических средств, работ по алгоритмизации и программированию, а также проектно-изыскательных работ и оказание технической помощи при внедрении. Разработке АСУ конкретных уровней предшествовало создание генеральных схем, основных положений, перспектив и других документов, в которых учитывались взаимодействие между уровнями, взаимосвязь моделей и критериев и единство технического обеспечения [3].

Одним из основных направлений работ в нефтедобыче являлось создание АСУ технологическими процессами (ТП) добычи нефти при различных способах эксплуатации скважин. К ним относятся газлифтная эксплуатация, эксплуатация штанговыми, гидропоршневыми и электроцентробежными погружными насосами, шахтный способ добычи нефти. Наряду с разработкой АСУ ТП создавались комплексы необходимых технических средств автоматизации и управления для технического обеспечения соответствующих АСУ ТП [3].

В автоматизированных системах управления технологические процессы (АСУ ТП) реализовались следующие функции: автоматическое измерение, сравнение, фильтрация, усреднение, регистрация, расчет действительных значений режимно-технологических параметров, обнаружение, оперативное отображение и регистрация аппаратурных неисправностей в системе и аварийного состояния объектов технологического комплекса газлифтной добычи нефти [4].

Стремительное развитие технологий передачи и обработки информации предъявляет к современным АСУ ТП добычи и транспортировки нефти новые требования, в частности:

• возможность интегрирования в многоуровневые информационные системы;
• дальнейшее сокращение времени на сбор и обработку технологической информации;
• оперативное выявление аварийных и предаварийных ситуаций;
• управление технологическими объектами (процессами) в реальном масштабе времени, в том числе в нештатных ситуациях;
• расширение объема и повышение достоверности технологической информации.

Современные АСУ ТП можно разделить на три уровня – нижний, средний и верхний. Данные, собранные нижестоящим уровнем, поступают на вышестоящий, т. е. реализуется классическая схема управления: восходящий поток данных и нисходящий поток команд [4].

На нижнем уровне располагаются датчики, исполнительные механизмы, вторичные преобразователи и приборы. Они собирают информацию об объекте автоматизации и преобразуют физические свойства (температуру, давление и т. д.) в нормированные электрические или цифровые сигналы.

Основными техническими средствами среднего уровня являются программируемые логические контроллеры с модулями ввода/вывода. На этом уровне по программе, содержащейся в контроллере, реализуется локальная обработка входных сигналов, выдача управляющих команд на исполнительные механизмы, а также выполняются функции автоматического ведения режимов блокировок и защит [4].

Верхний (супервизорный) уровень находится в помещении операторной и оснащен высоконадежным персональным компьютером в промышленном исполнении. Компьютер служит для визуализации всех контролируемых и управляемых параметров, оперативного управления технологическим процессом, автоматического ведения архивов, формирования отчетов [5].

АСУ ТП представляет собой взаимосвязанный комплекс подсистем, реализующих основные функции планирования, учета и управления технологическим процессами добычи, внутри промыслового сбора нефти и газа, подготовки нефти, поддержания пластового давления, а также производствами и подразделениями ремонтного обеспечения.

Системы управления нефтегазодобывающими предприятиями образуют иерархическую структуру, низовые уровни которой включают системы управления технологическими процессами, а верхний – системы управления производственно-хозяйственной деятельностью основного и вспомогательного производства [5].

На автоматизированных нефтепромыслах проводится централизованный контроль и управление технологическим процессом добычи нефти из единого диспетчерского пункта, что позволяет непрерывно и качественно определять отклонения и нарушения в работе нефтяных скважин, своевременно восстанавливать заданные режимы их работы, и все это, в конечном итоге, обеспечивает снижение потерь в добыче нефти. Одновременно устройства автоматики и телемеханики осуществляют формирование, сбор и обработку первичной технологической информации, используемой для учета, оперативного управления и технико-экономического планирования в АСУ нефтегазодобывающего производства.

Важным результатом внедрения автоматизации на нефтедобывающих предприятиях является коренное изменение характера труда нефтяников, сокращение непроизводительных трудовых затрат, снижение физического труда в процессах добычи нефти. Вместе с автоматизацией в нефтяную промышленность пришла высокая культура производства, которая оказала влияние как на технологию добычи нефти, так и на организацию труда и управление. Так, изменилось содержание труда инженерно-технического персонала и операторов по добыче нефти в направлении повышения качества технологии добычи нефти, исчезли профессии «замерщик дебитов скважин» и «оператор по исследованию динамограмм», функции которых целиком взяли на себя средства автоматизации [6].

Автоматизированная система управления технологическим процессом нефтеперерабатывающего завода представляет собой программно-аппаратный комплекс, в котором задачи контроля и управления технологическим процессом и оборудованием решаются на следующих уровнях иерархии:

1. Первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи, приборы местного контроля, исполнительные устройства):

• преобразование технологических параметров в информационные сигналы;
• преобразование управляющих сигналов в управляющие воздействия.

2. Оборудование с локальными системами автоматизации (блоки дозировки реагента, путевые подогреватели, узлы учета газа и электроэнергии и т. п.);

3. Распределённые системы управления (РСУ):

• сбор и первичная обработка информации;
• реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит.

4. Противоаварийная защита (ПАЗ):

• сбор и первичная обработка информации;
• реализация алгоритмов программно-логических блокировок.

5. Верхний уровень (визуализация, архивирование, обработка, отчетность и т. д.) [7].

Верхний уровень автоматизированной системы управления технологическими процессами условно делят на следующие составляющие:

1. Многофункциональный АРМ оператора:

• сбор данных в режиме реального времени с объекта управления;
• увязка всех составляющих системы в единую информационно-управляющую систему;
• реализация функций человеко-машинного интерфейса;
• мониторинг технологического процесса;
• оперативное управление технологическим процессом.

2. Сервер базы данных:

• долгосрочное хранение оперативной информации;
• предоставление доступа к архивной информации посредством стандартных средств баз данных.

3. АРМ инженера КИП:

• связь с первичными интеллектуальными средствами автоматизации по протоколу HART;
• мониторинг состояния первичных интеллектуальных средств автоматизации;
• управления техобслуживанием первичных интеллектуальных средств автоматизации.

4. Инженерная станция:

• сбор данных в режиме реального времени с объекта управления;
• увязка всех составляющих системы в единую информационно-управляющую систему;
• реализация функций человеко-машинного интерфейса;
• мониторинг технологического процесса;
• изменение проекта АСУ ТП [7].

Конечно же прогресс, в приборостроении и аппаратостроении в АСУ является интересной задачей, решение которой необходимо для определения дальнейших перспектив развития на основе преодоления глобальных проблем управления в нефтяной промышленности.

Заключение

Автоматизация технологических процессов является решающим фактором в повышении производительности труда и улучшении качества выпускаемой продукции в нефтяной сфере.

За годы развития переработки нефти и нефтехимической промышленности наблюдается усложнение процессов, что требует более четкого управления ими. В первой половине XX века появились приборы регистрации и контроля параметров, так называемые контрольно-измерительные приборы – КИП. Зарождение, становление и развитие приборов измерения и контроля, процесс от автоматического регулирования до АСУ и управление на макро- и микроуровне является неотъемлемой частью процессов нефтегазового производства, нефтепереработки и нефтехимии [8].