TRACE MODE на ДНС-1 НГДУ "Сургутнефть" ОАО "Сургутнефтегаз"

Первое в Западной Сибири нефтегазодобывающее управление - НГДУ Сургутнефть (структурное подразделение ОАО Сургутнефтегаз) существует уже более 40 лет. В 2003 году на одном из объектов НГДУ "Сургутнефть" - ДНС-1 Пильтанского месторождения - проводилась плановая реконструкция, в рамках которой осуществлялось внедрение АСУТП на базе SCADA системы TRACE MODE. 

Ко дню ввода в эксплуатацию обновленной дожимной насосной станции (ДНС) готовили не только контроллеры и сервер АСУТП, но и все остальное оборудование, включая датчики, исполнительные устройства и линии передачи данных, а также сами технологические объекты. Поэтому на момент начала работ по наладке АСУТП в помещении пультовой, где должны были быть установлены операторская станция и шкаф со вторичным оборудованием, еще работали строители, а к самому шкафу даже не было подведено электричество. И тем не менее, в этих непростых условиях специалистам фирмы АТ (Москва), авторизованным системным интегратором компании АдАстра, при активном содействии службы КИПиА НГДУ "Сургутнефть" удалось в кратчайшие сроки наладить систему и сдать ее в опытную эксплуатацию. Успешное внедрение, несомненно, было бы невозможно без оптимального выбора базового программного обеспечения - SCADA системы TRACE MODE.

Аппаратной основой АСУТП ДНС-1 Пильтанского месторождения НГДУ "Сургутнефть" стали универсальные программируемые контроллеры М2000, объединенные в сеть по интерфейсу RS-485. На них были созданы 8 ПИД-регуляторов, осуществляющих управление технологическим процессом:

• поддержание заданного уровня жидкости в сепараторах С-1/1 и С-1/2 с помощью управляемых пневматических клапанов на выходе;
• поддержание заданного уровня жидкости в сепараторах С-2/1 и С-2/2 с помощью частотных преобразователей, управляющих производительностью насосов;
• поддержание заданного давления в газосепараторе Г1;
• поддержание заданного давления на входе в газосепаратор Г3;
• поддержание заданного давления на выходе газа из установки Хитер-Тритер;
• поддержание заданного давления во II ступени сепарации (С-2/1, С-2/2);
• поддержание заданного давления газа на молекулярный затвор.

Помимо ПИД-регулирования в АСУТП ДНС-1 НГДУ "Сургутнефть" применены и другие технологии управления:

• дискретный регулятор уровня жидкости в дренажных емкостях;
• полуавтоматическое управление сбросом конденсата из конденсатосборников;
• ручное управление электрозадвижками;
• ручное управление насосами.

Кроме того, контроллеры М2000 осуществляют сбор информации от стандартных датчиков давления, температуры, тока, а также ввод-вывод разнообразных дискретных сигналов. Через один из контроллеров (выполняющего в сети RS-485 функции ведущего) информация по интерфейсу RS-232 поступает в компьютер, на котором установлен сервер SCADA - Монитор реального времени TRACE MODE. На нем же был организован графический интерфейс - автоматизированное рабочее место оператора и технолога (АРМ).

Основной экран АРМ представляет собой упрощенную мнемосхему, включающую в себя все основные технологические узлы ДНС. С помощью основного экрана оператор может наблюдать реальные значения основных технологических параметров, менять задания регуляторов и контролировать их работу, а при необходимости отключить регулирование и перейти в режим ручного управления исполнительными устройствами. Перед создателями основного экрана АСУТП ДНС-1 НГДУ "Сургутнефть" стояла непростая задача - разместить всю необходимую информацию, достоверно отобразить технологическую схему и в тоже время не перегрузить экран лишними элементами интерфейса. Для ее решения был использован механизм управления видимостью графических объектов TRACE MODE на экране, с помощью которого настройки регуляторов и управление сбросом конденсата были организованы в виде выпадающих диалогов.

На основном экране АСУТП ДНС-1 НГДУ "Сургутнефть", помимо параметров регулирования,  реализована индикация:

• давления жидкости на входе ДНС;
• давления и температуры нефти на выходе ДНС;
• давления на выходе нефтяных насосов;
• уровня жидкости в газосепараторе Г1, резервуарах Р1, РО-1, РО-2, РВ1, РВ2 и дренажных емкостях;
• предельных уровней жидкости в емкостях I и II ступеней сепарации, газосепараторах Г1, Г2, Г3, конденсатосборнике К2, резервуарах Р1, РО-1, РО-2, РВ1, РВ2 и дренажных емкостях;
• предельных значений давления во II ступени сепарации, газосепараторах Г1, Г2, Г3;
• датчиков загазованности в помещениях нефтенасосной и БРХ и ряда других вспомогательных сигналов.

Все аналоговые сигналы снабжены индивидуальными индикаторами обрыва датчиков, это позволяет операторам ДНС визуально контролировать работоспособность системы.

Для отображения графиков - исторических трендов давления и уровня жидкости - в системе предусмотрены отдельные экраны, между которыми устроена удобная навигация с помощью панели кнопок внизу экрана. Для настройки регуляторов и проведения профилактических и ремонтных работ были созданы специальные экраны на каждый контроллер М2000. Отдельные экраны также были выделены для отчета тревог, управления насосами и управления задвижками. По аварийным дискретным сигналам организована звуковая сигнализация с квитированием. В качестве звукоизвлекающего устройства используется сирена, управляемая с помощью дискретного выхода.

По истечению двух недель напряженного труда система была сдана в опытно-промышленную эксплуатацию.

Следующий этап пусконаладочных работ включал в себя автоматизацию кустовой насосной станции (КНС), подключение контроллеров измерителей уровня Гамма-7, а также добавление ряда дискретных и аналоговых датчиков к работающей АСУТП ДНС. На втором этапе основные сложности были вызваны работой на "живом" непрерывном производстве, поэтому работа затянулась еще на две недели. Надо отметить, что в систему были интегрированы контроллеры разных производителей (М2000, Гамма-7), но затруднений это не вызвало, так как с инструментальной системой SCADA TRACE MODE бесплатно поставлялись все необходимые драйверы.

Всего в АСУТП ДНС-1 Пильтанского месторождения НГДУ "Сургутнефть" задействовано порядка 650 каналов. Разработка и наладка программной части проекта заняла 2 месяца. Обслуживание АСУТП осуществляется силами службы КИПиА НГДУ "Сургутнефть", на ДНС постоянно (но не круглосуточно!) работает один инженер, в обязанности которого входит обслуживание как программного, так и аппаратного обеспечения АСУТП.

Впоследствии АСУТП ДНС-1 НГДУ "Сургутнефть" на базе TRACE MODE была успешно интегрирована в корпоративную информационную систему ОАО "Сургутнефтегаз" - "ОКО ДНС". Применение TRACE MODE показало преимущества SCADA-системы по сравнению с использованием труда программистов службы АСУ. Прежде всего, это оперативность внесения изменений в систему, например, в случае добавления нового датчика, ведь такая доработка АСУТП вполне по силам дежурному инженеру КИПиА. Обслуживание SCADA системы TRACE MODE своими силами обходится существенно дешевле, чем вызов специалистов по АСУ из объединения, особенно с учетом удаленности ДНС от города.

В 2004 году два инженера НГДУ "Сургутнефть" прошли обучение в авторизованном учебном центре AdAstra Research Group и получили квалификацию сертифицированных инженеров TRACE MODE. Полученные знания позволили им самостоятельно модифицировать АСУ ТП ДНС-1 в соответствии с требованиями технологии подготовки нефти.

В 2005 году в рамках реконструкции на дожимной насосной станции ДНС-4А НГДУ "Сургутнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" была успешно введена в промышленную эксплуатацию новая АСУ ТП, разработанная с использованием SCADA системы TRACE MODE.

Важно отметить, что второе внедрение проводилось исключительно своими силами отдела автоматизации НГДУ "Сургутнефть". При разработке АСУ ТП ДНС-4А инженерами НГДУ были учтены все замечания и пожелания технологов, благодаря чему новая система на базе SCADA TRACE MODE стала более эргономичной и удобной в эксплуатации.

АСУ ТП ДНС-4А контролирует свыше 1600 параметров технологического процесса подготовки нефти и обеспечивает их визуализацию на 18 графических мнемосхемах и на архивных трендах. В АСУ ТП ДНС-4А реализовано автоматическое и удаленное ручное управление всеми электрозадвижками и клапанами. Система интегрирована с узлами учета нефти и газа.  Данные из SCADA TRACE MODE постоянно передаются в корпоративную информационную систему ОАО "Сургутнефтегаз". В АСУ ТП ДНС-4А были использованы австрийские контроллеры Bernecker & Rainer (B&R).

Специалисты НГДУ "Сургутнефть" по достоинству оценили гибкость TRACE MODE как универсальной SCADA системы для объектов нефтедобычи. В настоящее время рассматриваются проекты применения TRACE MODE на еще нескольких ДНС и других объектах ОАО "Сургутнефтегаз". Список внедрений АСУТП на базе SCADA системы TRACE MODE в нефтедобывающей отрасли продолжает расти.