содержание   ..  1  2  3  4  ..

1. Общие требования к автоматизации объектов газового промысла (Р Газпром 2-2.1-579-2011)

   
    

   1. Автоматизацию объектов газового промысла необходимо выполнить в соответствии с ГОСТ 24.104, ГОСТ 24.701, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, Р 50-34.119-90 [5].

      1. Проектирование АСУ ТП ГП должно осуществляться на принципах системного подхода с учетом возможности поэтапного освоения и обустройства газового промысла. АСУ ТП ГП должна функционировать в непрерывном (круглосуточном) режиме, проектироваться как распределенная иерархическая автоматизированная система контроля и управления и создаваться с применением современных информационных технологий и программно-технических средств.

      2. Организационно-технические уровни контроля и управления средствами и системами автоматизации основных и вспомогательных производственных объектов ГП разрабатываются в соответствии с Р 50-34.119-90 [5], Справочником [6], Р Газпром 086-2010 [7], Руководством [8], РД 50-34.698-90 [9], РД 50-682-89 [10] при добыче газа и газового конденсата.

         В АСУ ТП ГП должны быть созданы функциональные подсистемы:

         • автоматизированная система контроля и управления технологическими процессами объектов обустройства газового промысла с подсистемой ПАЗ объектов;

         • автоматизированная система пожарной сигнализации, контроля загазованности и пожаротушения объектов обустройства – АСПС, КЗ и ПТ;

         • автоматизированная система управления энергообеспечением (электроснабжение, теплоснабжение, водоснабжение, водоотведение) объектов обустройства АСУ Э.

      3. АСУ ТП должна строиться по иерархическому принципу, с учетом территориальной и организационной распределенности объектов автоматизации, и включать в свой состав следующие уровни управления:

• автоматическое управление, реализуемое станциями управления на базе резервируемых программируемых логических контроллеров;

• управление технологическими объектами с автоматизированного рабочего места оператора, расположенного в операторной УКПГ ГП.

  Уровень оперативно-производственной службы ГП создается на базе промышленных персональных компьютеров с организацией автоматизированных рабочих мест операторов.

  1. Автоматизация объектов и оборудования ГП должна производиться путем:

• комплексного управления технологическими процессами объектов газового промысла на основе реализации единых комплексных алгоритмов контроля и управления, обеспечения безопасной эксплуатации объектов промысла;

• формирования единого информационного пространства для компонентов и пользователей системы, в том числе получение информации для постоянно действующей геолого-технологической модели разработки газоконденсатного месторождения;

• создания модульной архитектуры программно-технических комплексов, обеспечивающих их конфигурацию и интеграцию на стадии создания для управления различными технологическими объектами и позволяющих осуществлять развитие, наращивание и модернизацию систем управления в процессе эксплуатации объектов;

• рациональной и функциональной структуры систем управления, предотвращающей избыточность технических и программных средств, обеспечивающей простоту их эксплуатации, обслуживания и минимизацию затрат на их создание, диагностическое состояние и ремонт, а также функционирование систем управления при автономной работе программно-технических средств на различных уровнях;

• резервирования и в особых случаях – дублирования наиболее ответственных узлов и каналов связи с автоматическим переходом с основного на резервный канал по разработанному алгоритму, обеспечивающему надежное, безаварийное функционирование системы управления;

• реализации всех функций контроля, регулирования и управления при кратковременных перерывах в энергоснабжении.

  1. При проектировании АСУ ТП ГП необходимо предусмотреть:

• разработку комплексных алгоритмов управления основными и вспомогательными технологическими процессами промысловой добычи и подготовки газа на объектах обустройства;

• технические решения, обеспечивающие достоверность обнаружения аварийных ситуаций с резервированием средств измерений и их своевременную локализацию (мгновенная отработка алгоритмов без вмешательства оперативного персонала);

• систему единого времени для всех подсистем АСУ ТП ГП;

• резервирование технологической сети передачи данных, сетевого оборудования, каналов передачи данных между уровнями системы;

• «горячее» резервирование ПЛК основной технологии и серверного оборудования;

• унификацию ПТС локальных АСУ, поставляемых с технологическим оборудованием в блочно-комплектном исполнении, с ПТК АСУ основного производства;

• бесперебойное электропитание компонентов системы в соответствии с СТО Газпром 2-6.2-149;

• организацию и обеспечение возможности дистанционного управления и контроля работы насосного оборудования, запорно-регулирующей арматуры;

• автоматизированный учет наработки оборудования, включенного в систему АСУ ТП и АСУ Э в соответствии с Основными положениями [1], обеспечение передачи информации на щит управления УКПГ;

• системы поддержания микроклимата в серверных, аппаратных и операторных с выводом информации с них в АСУ ТП.

  1. Программно-технический комплекс АСУ ТП ГП должен обеспечивать:

• автономное функционирование подсистем и компонентов АСУ ТП при отказе отдельных ее элементов – без нарушения технологического процесса;

• поддержку и изменение режимов работы агрегатов, аппаратов, насосов, вентиляторов, компрессоров и др. при штатных (изменение технологического режима, плановые отключения) и нештатных ситуациях (аварийное (внеплановое) отключение оборудования);

• функционирование алгоритмов управления, включая выполнение технологических расчетов при отказе или выводе управляющих или измерительных каналов на техническое обслуживание или ремонт;

• непрерывный контроль технологического процесса и состояния оборудования;

• фиксацию отклонений от заданных режимов и их стабилизацию;

• корректировку уставок регулирования технологических процессов;

• контроль срабатывания защит, в том числе распознавание предаварийных ситуаций и отработку аварийных защит и алгоритмов;

• архивирование технологических параметров, аварийных сообщений и действий оперативного персонала;

• контроль целостности цепей датчиков и исполнительных механизмов;

• контроль соответствия положения объектов управления выданным командам;

• непрерывную самодиагностику ПТК с целью обнаружения неисправных компонентов до плат (модулей) ввода/вывода.

  1. Программно-технический комплекс АСУ ТП должен обеспечивать возможность подключения сервисных устройств для проведения работ по диагностике и выполнения сервисного технического обслуживания и ремонта.

  2. Средства автоматизации, эксплуатируемые во взрывоопасных зонах, должны иметь взрывозащиту, подтвержденную сертификатом взрывозащищенности оборудования, соответствующую категории и группе взрывоопасных смесей в этих зонах.

  1. Требования к автоматизации на основе малолюдных технологий

     1. В основе малолюдных технологий предусматривается применение для основных и вспомогательных процессов добычи газа и конденсата апробированных технологических решений и оборудования, средств и систем автоматизации и алгоритмов управления ТП, позволяющих обеспечивать:

• безопасную и эффективную эксплуатацию автоматизированных ГП;

• повышение надежности оборудования без снижения ресурса его работы, уменьшение количества ситуаций, требующих вмешательства эксплуатационного персонала;

• снижение численности эксплуатационного, обслуживающего персонала и повышение качества сервисного обслуживания;

• выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту по фактическому состоянию оборудования.

  1. Одними из основных задач для реализации цели, указанной в 5.2, являются:

• обеспечение уровней безопасности и надежности ПТК, позволяющих отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала на территории объекта автоматизации;

• обеспечение степени автоматизации объекта, необходимой для минимизации роли и численности оперативного персонала, вплоть до реализации удаленного управления объектом в качестве основного;

• повышение качества управления, сокращение численности обслуживающего персонала;

• снижение капитальных и эксплуатационных затрат;

• обеспечение обнаружения предаварийных и аварийных ситуаций, решение задач их локализации с переводом управления объектом по специальным алгоритмам или переводом его в безопасное состояние.

  1. Основные функции системы управления ГП и перечень решаемых задач приведены в таблицах 2 и 3.

     Та б л и ц а 2 – Основные функции автоматизации газового промысла

     
      

     Наименование ТО, технологического процесса	Наименование АС	Наименование основных функций
     Добыча газа	АСУ ТП ГП	Сбор, обработка и отображение данных о ходе технологических процессов извлечения, сбора и внутрипромыслового транспорта газа; управление дебитом скважины; управление подачей метанола; управление входными потоками ППА; подача уставок и управляющих воздействий на ИМ; контроль режимов работы основного оборудования; противоаварийная защита; учет расхода газа, ТЭР и ресурсов оборудования; взаимодействие с АСКУ вышестоящего уровня
     Компримирование газа	АСУ ТП ДКС	Сбор, обработка и отображение данных о ходе технологических процессов компримирования газа; подача уставок и управляющих воздействий на ИМ; контроль режимов работы основного оборудования; противоаварийная защита; учет расхода газа, ТЭР и ресурсов оборудования; взаимодействие с АСКУ вышестоящего уровня
     Комплексная подготовка газа	АСУ ТП УКПГ	Сбор, обработка и отображение данных о ходе технологических процессов комплексной подготовки газа; управление и контроль процессами регенерации сорбентов; контроль влагосодержания; подача уставок и управляющих воздействий на ИМ; контроль режимов работы основного оборудования; противоаварийная защита; учет расхода газа, ТЭР и ресурсов оборудования; взаимодействие с АСКУ вышестоящего уровня
     Технологический учет энергоресурсов	АСУ Э	Сбор, обработка и отображение данных о ходе технологических процессов энергообеспечения; дистанционное управление электрои вспомогательным оборудованием; контроль режимов работы; противоаварийная защита; технический учет энергоресурсов, ресурсов оборудования; взаимодействие с АСУ Э вышестоящего уровня

     Окончание табли цы 2

     
      

     Наименование ТО, технологического процесса	Наименование АС	Наименование основных функций
     Основные технологические процессы ГП	Оперативное управление ГП	Сбор, обработка и отображение данных о ходе технологических процессов ГП; контроль режимов работы основного и вспомогательного оборудования; передача рекомендуемых установок и управляющих воздействий на нижестоящий уровень (оперативное управление) в соответствии с режимными заданиями; документирование и протоколирование хода технологических процессов; мониторинг выполнения режимных заданий; управление группой процессов; контроль и учет ресурсов; взаимодействие с АСКУ вышестоящего уровня; противоаварийная защита технологического оборудования (локальные системы); взаимодействие с уровнем АСУ ТП технологических объектов
     Система поддержки принятия решений ГП	ГП	Формирование текущих режимных заданий для установок ДКС, УКПГ, скважин и т.д. в соответствии с плановыми заданиями; мониторинг выполнения режимных заданий и достижение плановых показателей; текущее моделирование на основе технических моделей установок и комплексов; оптимизация режимов работы отдельных установок и комплексов в целом; комплекс расчета обобщенных показателей работы ГП; формирование отчетно-учетных документов; оценка и анализ эффективности хода технологических процессов; взаимодействие с вышестоящим уровнем

     
      

     Та б л и ц а 3 – Перечень основных функциональных задач газового промысла

     
      

     Наименование функции	Перечень функциональных задач	Режим и регламент выполнения
     Контроль состояния технологического оборудования и процессов добычи	Контроль и учет всех видов топливно-энергетических ресурсов, расчет баланса, анализ изменения и оптимизация их потребления. Формирование и выдача персоналу ОПС информации o состоянии технологического оборудования и ходе технологических процессов с сигнализацией о нарушениях, учетных и отчетных документов. Диагностика состояния комплекса технических средств, в том числе наличия связи с КИП и А, системами локальной автоматики	Автоматический, в режиме реального времени

     Окончание табли цы 3

     
      

     Наименование функции	Перечень функциональных задач	Режим и регламент выполнения
     Регулирование режимов работы технологического оборудования	Сравнение текущих значений режимных параметров с заданными. Расчет управляющих воздействий на регулирующие устройства. Формирование и выдача управляющих сигналов на регулирующие устройства	Автоматический, в режиме реального времени
     Противоаварийная защита технологических установок и отдельных агрегатов, не оснащенных локальными системами противоаварийной защиты	Выявление аварийной ситуации при поступлении информации от датчиков аварийной сигнализации и по анализу информации от датчиков сигнализации предельных значений параметров и положений исполнительных механизмов. Выдача персоналу ОПС световой, звуковой сигнализации, соответствующих сообщений и рекомендаций. Отработка команд аварийной защиты (по соответствующему алгоритму). Контроль отработки команд аварийной защиты. Протоколирование предаварийных и послеаварийных режимов и ситуаций работы систем противоаварийной защиты	Автоматический, в режиме реального времени
     Ведение технологической базы данных	Корректировка, обновление и поиск информации в базе данных	Автоматический, с обновлением информации по мере поступления

     
      

  2. Проектирование СПАЗ с учетом решения задач, указанных в 5.2.2, на основе применения малолюдных технологий должно удовлетворять требованиям.

     1. Общие требования:

• обеспечение снижения технологических рисков до безопасного уровня;

• проектные решения по аппаратной реализации СПАЗ должны предотвратить одновременный выход из строя основных и резервных элементов СПАЗ по аварийной причине;

• независимый выход в сеть управления верхнего уровня;

• наличие аварийных источников энергоснабжения, достаточных для выполнения всех функций СПАЗ по защитам и блокировкам (включая питание исполнительных механизмов), определяется проектными решениями, а также в соответствии с ГОСТ 12.3.047 и СТО Газпром 4.2-3-004.

  1. Требования к управляющей части противоаварийных защит (СПАЗ):

• единичная неисправность любого элемента СПАЗ не должна приводить к ложному срабатыванию или к потере функции защиты;

• САУ ПАЗ должна отображать состояние системы самодиагностики СПАЗ.

  Примечание – При этом система самодиагностики может только обнаруживать неисправность и сигнализировать о ее наличии без возможности вмешательства в функции СПАЗ.

  1. Требования к исполнительным устройствам, входящим в СПАЗ:

• сигналы СПАЗ на исполнительные устройства (блоки управления исполнительных устройств) должны передаваться непосредственно от аппаратных шкафов по линии связи без промежуточных устройств;

• устройства внутренней защиты исполнительных устройств СПАЗ не должны препятствовать выполнению действия СПАЗ.

  1. При проектировании и обустройстве автоматизированного ГП необходимо обеспечить:

     а) применение надежного технологического оборудования, позволяющего организовать управление технологическими процессами в автоматическом режиме;

     б) использование рационального по составу набора основного и вспомогательного оборудования, средств измерений и алгоритмов, позволяющих выявить динамику процессов;

     в) реализацию в составе системы функций ситуационного анализа и моделирования объектов с обработкой оперативной информации;

     г) применение высоконадежных АСУ, реализующих в автоматическом режиме все штатные технологические операции (пуск, останов, изменение режима, регулирование);

     д) комплексную многоуровневую противоаварийную защиту технологического оборудования, удовлетворяющую следующим требованиям:

     1. снижение технологических рисков до требуемого уровня;

     2. независимость от работоспособности отдельных элементов АСУ ТП;

     3. реализация в составе систем управления функций самодиагностики программнотехнических средств, периферийных устройств и каналов связи;

     4. наличие собственной резервированной коммуникационной инфраструктуры;

     5. питание от аварийных источников энергоснабжения, достаточных для выполнения всех функций противоаварийной защиты и блокировок (включая питание исполнительных механизмов);

     е) реализацию комплексных алгоритмов, обеспечивающих рациональную стратегию управления в штатных и нештатных ситуациях;

     ж) организацию надежного электроснабжения и жизнеобеспечения АТК (автоматизированный технологический комплекс);

     и) использование современных средств связи и телекоммуникаций.

  1. Для проектирования автоматизированных систем контроля и управления объектами ГП должны быть:

• разработаны детальные алгоритмы выполнения технологических операций, включающие действия системы автоматизации для случаев невыполнения команд исполнительными механизмами;

• задействованы исполнительные механизмы, участвующие в штатных технологических операциях с дистанционно управляемым приводом (при невозможности или малой частоте переключений достаточно иметь индикацию положения);

• разработаны алгоритмы включения систем автоматизации сигнализации положений ИМ и параметров, отвечающие требованиям начальных условий для запуска технологических операций.

  1. Технологическая сигнализация не должна срабатывать в пределах допустимых диапазонов изменения параметров, в рамках которых осуществляется режим нормальной эксплуатации. Целью сигнализации при этом является своевременное оповещение оператора об отклонении параметра для принятия мер к предотвращению выхода параметра за допустимые пределы, ведущее к срабатыванию технологических защит и возможному останову процесса.

     Примечание – Допустимый диапазон при этом может ограничиваться как со стороны верхнего или нижнего пределов ограничений, так и одновременно с двух сторон.

  2. Сигнализация состояния арматуры и механизмов («открыто», «закрыто»,

     «включено», «выключено») должна быть предусмотрена на системе отображения и контроля:

• при наличии у арматуры или механизма автоматизированного привода;

• если арматура не имеет автоматизированного привода и ее положение является условием реализации алгоритма автоматизированного управления технологическим узлом (установкой).

  1. Технологические защиты обязательны при наличии в проекте (технологическом регламенте) предельно допустимого диапазона изменения параметра, в рамках которого осуществляется безопасная эксплуатация оборудования. Технологические защиты могут реализовываться только автоматически посредством воздействия на арматуру и механизмы с автоматизированным приводом.

  2. Технологические блокировки обязательно применяются при наличии защит для предупреждения действия, вызывающего дальнейшее изменение параметра в сторону недопустимого отклонения (например, «запрет включения» отключенного по защите насоса), а также рекомендательно для предупреждения нежелательных операций, осложняющих ведение тех-

     нологического режима (например, взаимные блокировки арматуры на основной и байпасной линиях, когда должна быть открыта только одна из них, или арматуры, изменяющей материальные потоки).

  3. Технологические блокировки реализуются автоматически посредством воздействия на арматуру и механизмы с автоматизированным приводом.

  
   

содержание   ..  1  2  3  4  ..