Целью реконструкции являлась замена морально и физически устаревшей релейной системы телемеханики на новую систему управления, построенную на базе контроллеров. Первичные датчики и преобразователи, а также местные щиты управления в замене не нуждались.
Специалистами была разработана и внедрена трехуровневая система управления резервуарным парком нефтебазы ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт», которая включает:
· Нижний уровень автоматизации. Датчики технологических параметров, исполнительные механизмы, системы автоматического регулирования, показывающие приборы. Нижний уровень на объекте представлен оборудованием различных фирм;
· Средний уровень. Программно-аппаратные модули (блоки) на базе программируемых логических контроллеров. Вся система построена на тринадцати территориально распределенных узлах, где каждый узел состоит из ПЛК и распределенной системы ввода/вывода. Все узлы объединяются в единую сеть Ethernet на базе волоконно-оптической сети общей протяженностью около 12000 метров. Подключение каждого контроллера к сети производится через модуль связи Ethernet и коммутатор.
Связь локальных контроллеров с распределенными устройствами связи с объектами (УСО) реализована:
· в пределах одного помещения - сеть через адаптер распределенного ввода/вывода с использованием кабеля «витая пара»;
· в разных помещениях - сеть через адаптер распределенного ввода/вывода с использованием оптических повторителей и волоконно-оптического кабеля.
Информационный обмен между средним и верхним уровнями системы автоматизации осуществляется по сети Ethernet на основе протокола TCP/IP, что фактически является частным случаем реализации концепции Industrial Ethernet и шагом вперед в направлении унификации промышленных сетей а - Transparent Factory (“прозрачное” предприятие). Пропускная способность сети составляет 100 Мбит/с.
Программирование контроллеров осуществлялось с помощью инструментального пакета CONCEPT, обеспечивающего программирование на любом из пяти технологических языков в стандарте МЭК 1131-3. Программное обеспечение и взаимодействие между контроллерами (срабатывание общих по нефтебазе защит, передача команд и т.д.) построено таким образом, что отключение, неисправность или сбой в работе одного узла (ПЛК), никак не скажется на безаварийности работы всей системы в целом, что существенно увеличивает надежность работы системы автоматики;
- Верхний уровень представлен шестью АРМ диспетчера и инженеров технологов, двумя серверами ввода-вывода и одним ОРС-сервером. Операторный интерфейс - программный пакет SCADA - iFIX фирмы Intellution. Функциональные возможности пакета включают конфигурирование, оперативное управление, сбор и архивирование данных и событий, диагностику и отображение информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования.
Анализ структуры себестоимости выпускаемых продуктов показывает, что производство является материало- и энергоемким, следовательно, задача учета материальных и энергетических ресурсов для предприятия актуальна. С этой цель были построены два узла коммерческого учета - пара и нефти, на которых использован рассмотренный выше программный продукт.
В качестве датчиков расхода пара используются датчики рассмотренные в п.п. 2.1 данной работы, существует несколько линий подачи, на каждой из которых установлен такой датчик. Все датчики объединены одной токовой петлей, в которой протекает постоянный ток 4 мА, каждый датчик имеет свой адрес и передает по HART-протоколу три переменных: массовый расход пара, избыточное давление и температуру в линии подачи.
Сигналы от датчиков расхода по токовой петле передаются в контроллер ROC 412 Fisher-Rosemount. В контроллере выполняется ряд расчетов, таких интегрирование расходов за период и расчет количества тепла, полученного по каждой линии подачи. Для обеспечения возможности восстановления данных при сбое программной или технической части сервера контроллер хранит историю за последние 24 часа. Контроллер имеет последовательный интерфейс и посредством преобразователя RS 485/232 подключен к последовательному порту сервера.
Сервер Intel-платформы с установленной операционной системой Windows 2003 Server, драйвером ROC412-FIX32, пакетом FIX32 имеет две сетевых карты. Через одну карту подключена рабочая станция оператора, компьютер Intel-платформы, с установленной операционной системой Windows XP и пакетом FIX View (Plant TV), через вторую карту сервер подключен к локальной вычислительной сети. На сервере хранится вся история, мнемосхемы, отчеты и т. д.
Рабочая станция оператора, так же как и компьютеры других пользователей, подключенные через локальную вычислительную сеть с установленными пакетами FIX View (Plant TV), предназначена для просмотра мнемосхем процесса, отчетов, трендов и т. д.
В качестве датчиков измерения расхода нефти используются датчики Micro Motion Fisher-Rosemount. Существует несколько линий поступления нефти, на каждой из которых установлен такой датчик. Все датчики объединены в сеть с интерфейсом RS 482 и протоколом передачи данных Modbus RTU.
В качестве датчиков измерения давления нефти в линиях используются датчики 3051 GP Fisher-Rosemount, имеющие выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА и подключенные к входам контроллера ABB. В свою очередь, контроллер подключен к той же, что и датчики измерения расхода сети с интерфейсом RS 482 и протоколом передачи данных Modbus RTU. Посредством преобразователя RS 485/232 сеть подключена к последовательному порту сервера.
Сервер Intel-платформы с установленными операционной системой Windows 2003 Server, драйвером МВ1-FIX32, пакетом FIX32 имеет две сетевых карты. Через одну карту подключена рабочая станция оператора - компьютер Intel-платформы, с установленной операционной системой Windows XP и пакетом FIX View (Plant TV), через вторую карту сервер подключен к локальной вычислительной сети. На сервере хранится вся история, мнемосхемы, отчеты и т. д.
Рабочая станция оператора, так же как и компьютеры других пользователей, подключенные через локальную вычислительную сеть, с установленными пакетами FIX View (Plant TV), предназначена для просмотра мнемосхем процесса, отчетов, трендов и т. д.
Для контроля точности расчетов в системе нефтепродуктообеспечения руководством компании было решено все входящие в ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт» нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) и нефтебазы оснастить современными и надежными СА сбытовой деятельности. Одним из первых с поставленной задачей справился Надымское предприятие по обеспечению нефтепередачи ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт».
АСУ узлов коммерческого учета нефтепродутов
Непременным элементом автоматизированной системы сбыта любого НПЗ являются узлы коммерческого учета отгружаемых нефтепродуктов.
Узлы коммерческого учета включают в себя не только первичные преобразователи, вторичные приборы с интерфейсом связи и управляющие контроллеры. Современные узлы коммерческого учета - это информационная система, представляющая собой часть управляющей заводской структуры по осуществлению товарно-коммерческих операций. В связи с этим, помимо непосредственного оперативного контроля на местах установки оборудования необходимо обеспечивать непрерывный централизованный сбор получаемой информации, ее долговременное хранение, аналитическую обработку и интеграцию всех полученных данных в общезаводскую систему управления предприятием.
АСУ коммерческого учета отгрузки состоит из трех уровней:
нижний уровень - полевое оборудование, вторичные приборы, установленные непосредственно на объекте, и управляющие ПЛК;
средний уровень - автоматизированное рабочее место оператора узла, включая управляющий контроллер для организации обмена информацией с ЦДП;
верхний уровень - установленное в заводоуправлении, интегрированное с заводской вычислительной сетью серверное ПО и клиентские приложения SCADA-системы, предназначенные для сбора, архивирования технологической информации с узлов учета, составления отчетов и сводок по отгрузке нефтепродуктов и передачи обработанных данных в бизнес-системы.
Как видно из структурной схемы, установка узлов коммерческого учета нефтепродуктов коснулась 6-ти ключевых объектов: нефтебаза 1 (ЗАО "Надым-Терминал"), нефтебаза 2 (ЛДПС "Надым"), причал, товарно-сырьевая база (ТСБ), железнодорожная наливная и ЦДП. Из перечисленных только 3 объекта находятся на территории завода - ТСБ, ЦДП и железнодорожная наливная; до нефтебаз около 40 км, до причала - примерно 5 км.
Привязка по месту узлов коммерческого учета и разработка проектной документации выполнена проектным институтом Самаранефтехимпроект - генеральным подрядчиком ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт».
Программно-аппаратные средства
Оборудование КИП нижнего уровня АСУ узлов коммерческого учета, установленное по месту измерения, включает в себя:
на контрольных пунктах (КП) нефтебаз 1, 2 и причала - массовые расходомеры Micro Motion фирмы Fisher-Rosemount с сенсорами CMF-400 и трансмиттерами RTF-9739R, а также компьютеры коммерческого учета OMNI-6000;
на КП ТСБ - систему учета наличия нефтепродуктов в резервуаре на базе резервуарных датчиков Enraf и вторичного интерфейсного прибора Enraf CIU Prime;
на КП железнодорожной наливной установлена весовая платформа Mettler Toledo 7260 для измерения веса вагоноцистерн в движении с цифровыми датчиками веса под управлением контроллера 9411Е Jaguar.
Значительная удаленность объектов друг от друга и от ЦДП обусловила применение различных каналов связи для объединения объектов автоматизации в единую систему и выдвинула повышенные требования к достоверности передачи данных. В связи с этим в качестве ПЛК нижнего уровня были предложены удаленные терминальные устройства RTU (Remote Terminal Unit) Moscad производства фирмы Motorola.
Для связи со SCADA-серверами центрального диспетчерского пункта (ЦДП), включенными в заводскую локальную сеть Ethernet, применяется шлюз MCP-T Gateway. Архитектура шлюза MCP-T позволяет распределять технологические данные по обоим (основному и резервному) SCADA-серверам ЦДП и передавать команды управления обратно по всем RTU системы.
В рамках реализованной системы каждое RTU Moscad одновременно выполняет несколько задач:
сбор данных с сенсоров через собственные модули ввода/вывода;
контроль состояния и управление запорной арматурой на узлах учета отгрузки трубопроводным транспортом;
обмен данными со вторичными приборами (компьютер коммерческого учета OMNI на нефтебазах 1, 2 и причале; вторичный интерфейсный прибор Enraf CIU Prime на ТСБ; контроллер весов Mettler Toledo 9411E);
сбор и предварительная обработка данных от датчиков системы обнаружения утечек на трубопроводе;
обмен данными с АРМ операторов на базе SCADA-системы iFIX по протоколу Modbus;
постоянный обмен информацией с другими RTU системы;
обмен информацией с ЦДП (контора цеха 4) удаленно, по радио или через модем.
RTU Moscad, используя имеющиеся каналы связи: УКВ радиоканал для КП нефтебаз 1 и 2, выделенная аналоговая линия (телефонная пара) для КП ТСБ и причала, образуют сеть пакетной передачи информации. В данной сети используется фирменный сетевой протокол MDLC, являющийся одним из немногих протоколов, полностью реализующих семиуровневую модель OSI.
После обработки и преобразования собранные контроллерами Moscad данные передаются в ЦДП конторы цеха 4 на шлюз МСР-Т Gateway, где портируются в протокол ТСР/IP и помещаются в архив на двух мощных SCADA-серверах, которые идентичны и работают в режиме "горячего" резервирования. Совместно c АРМ локальных операторов узлов учета и клиентскими просмотровыми узлами SCADA-серверы образуют средний уровень АСУ.
Интерфейс локальных операторов, клиентские просмотровые SCADA-узлы и SCADA-серверы были реализованы на базе ПО iFIX версии 2.5 фирмы GE Fanuc.
Выбор SCADA-пакета был сделан в пользу iFIX по ряду причин. Во-первых, iFIX поддерживает работу на платформе Windows 2000, на сегодняшний день являющейся стандартной платформой для построения автоматизированных управляющих систем во всех областях промышленности.
Во-вторых, в среду разработки и выполнения проектов iFIX Workspace встроен язык программирования - Microsoft Visual Basic for Applications (VBA). Встроенный стандартный язык программирования, с одной стороны, предоставляет разработчикам неограниченные средства по реализации собственных алгоритмов обработки данных и вывода результатов, с другой стороны, в отличие от многих других пакетов в iFIX используется "настоящий" MS VBA, который повсеместно применяется в офисных приложениях компании Microsoft, что не требует дополнительного обучения специалистов. Все компоненты подсистемы отображения пакета iFIX Workspace предоставляют свои свойства, управляются и настраиваются непосредственно через VBA. С использованием языка VBA и математического обеспечения контроллеров Moscad специалистами отдела метрологии ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт» была разработана и пущена в эксплуатацию уникальная система обнаружения утечек на нитке трубопровода, соединяющей ТСБ и нефтебазы. На базе VBA создана подсистема отчетов на каждом локальном узле и в ЦДП. В подсистеме осуществляется формирование суточных отчетов и отчетов за произвольный период по отгрузке каждого из видов товарных нефтепродуктов с передачей этих отчетов в офисные приложения MS Excel и MS Access.
В-третьих, iFIX полностью русифицирован и поставляется с документацией на русском языке, что немаловажно для широкого круга специалистов, не владеющих английским языком.
Результаты
За время использования программных продуктов FIX32, FIX View (PlantTV) фирмы GE Fanuc они зарекомендовали себя как исключительно надежные, простые в установке, настройке, конфигурировании и эксплуатации продукты.
К отличительным особенностями и преимуществам этих продуктов также можно отнести надежные и эффективные драйверы к устройствам и легкость, с которой обеспечивается удаленный доступ к FIX-серверу по локальной вычислительной сети для просмотра информации о процессе посредством FIX View (PlantTV).
В совокупности эти качества с успехом позволили использовать эти программные продукты на таких ответственных позициях как коммерческие узлы учета.
Глава 3. Анализ преимуществ внедренного комплекса
информационной системы производства
Разработанный по заказу ОАО НК «РН-Ямал Нефтепродукт» комплекс мнемосхем, отчетов, форм просмотра исторических данных позволил в простом виде представить функционирование узлов коммерческого учета и в целом упростить контроль процесса отгрузки, что в свою очередь отразилось на повышении культуры производства на объектах. Упрощение схемы и автоматизация процесса коммерческого учета снизили аварийность на связанных со сбытовой деятельностью участках. Автоматизация составления накладных документов сократила общее время оформления отгружаемых нефтепродуктов, тем самым, сократив время простоев. Мониторинг процессов отгрузки на узлах учета, организованный в ЦДП, повышает оперативность управления предприятием в целом, сокращает время принятия решений в неординарных ситуациях, и, в конечном счете, позволяет добиться увеличения показателей эффективности производства.
Одним из основных требований, предъявляемых к новой системе, была высокая гибкость системы при ее модернизации. Обусловливалось это тем, что на нефтебазе очень часто меняется технология перекачки и хранения нефти - добавляются новые резервуары, трубопроводы, задвижки, убираются старые. В связи с этим требовалось максимально облегчить для обслуживающего персонала модернизацию, как аппаратной части комплекса, так и программной. Гибкость и простота модернизации аппаратной части комплекса была достигнута за счёт использования оборудования компании Schneider Electric, которое имеет такие функции как горячее резервирование, замена модулей ввода/вывода без отключения питания, систему быстрого монтажа кабелей подключения полевых датчиков и исполнительных механизмов и другие.
Благодаря широким возможностям среды разработки программное обеспечение было разработано так, что все изменения в системе автоматики потребуют не углубленного перепрограммирования системы, а лишь переконфигурирования модулей программного обеспечения, которое осуществляется с автоматизированных рабочих мест (АРМ) диспетчеров.
Как происходит прием нефтепродуктов в большинстве случаев, порой даже на самых современных нефтебазах? Уровень измеряется при помощи метрштока, по градуировочной таблице вычисляется объем, берется температура и плотность нефтепродукта в резервуаре. Не оцениваются многие другие важные параметры, например объем подтоварной воды, влияющей на результаты измерения метрштоком. Вычисленная на основе таких данных масса нефтепродуктов записывается в журнал учета.