Информационно-управляющая система Восточно-Казантипского газового месторождения
Заказчик: Черноморнефтегаз Генпроектировщик:
Институт "Шельф"
Автоматизация: ТОО "ВОТУМ"
Назначение системы
Система предназначена для автоматизированного управления технологическими процессами при добыче газа на шельфе Азовского моря и обеспечивает автоматизированное управление и контроль (в том числе телеконтроль) технологических объектов Восточно-Казантипского газового месторождения.
Автоматизации подлежат основные и вспомогательные технологические объекты установки комплексной подготовки газа УКПГ (на берегу) и технологической платформы ТП-1 на морском шельфе, находящейся на расстоянии около 30 километров. Система спроектирована на базе современных средств автоматизации - аппаратуры фирмы Siemens - SINAUT ST7. Система на базе SINAUT - это одна из новейших систем телеконтроля на базе контроллера SIMATIC S7-300, дополненного специальными модулями телекоммуникации TIM. Блок-схема Восточно-Казантипского месторождения приведена на рисунке 1.
Рис.1. Блок-схема Восточно-Казантипского месторождения
Основной задачей системы является реализация беспрерывного ведения технологического процесса добычи, подготовки и транспортировки газа при минимальных затратах ресурсов, а также обеспечение надежного управления основными и вспомогательными системами. Эксплуатация ТП-1 проводится методом безвахтового обслуживания.
Система осуществляет управление и контроль следующими объектами:
- технологическим оборудованием добычи, предшествующей подготовки и транспортировки газа на берег (6 скважин с запорной и фонтанной арматурой, контроль загазованности, пожара, проникновение на объект);
- технологическим оборудованием комплексной подготовки газа (сепараторы, адсорберы, фильтры, охранные пневмокраны и др., а также контроль загазованности, пожара, проникновение на объект и.т.п.).
Функции средств связи
Связь между УКПГ и ТП-1 осуществляется по цифровому каналу Radio Ethernet (Wi-Fi) и обеспечивает приём команд дистанционного управления с УКПГ и передачу информации на УКПГ. Передача информации выполняется автоматически.
На ТП-1 установлены шлюз ORINOCO RG-1100 и конвертер RS-232/Ethernet, обеспечивающие:
- приём информации из локальной сети ТП-1 и ее передачу по радиоканалу на базовую станцию УКПГ для дальнейшего использования оператором-технологом;
- приём переданных по радиоканалу с УКПГ команд управления и их передачу в локальную сеть системы;
- приём и передачу голосовых сообщений.
Система управления технологическим процессом УКПГ подключена к аналогичному с ТП-1 оборудованию Radio Ethernet и обеспечивает приём технологической информации от ТП-1 и передачу команд дистанционного управления на ТП-1. Приём и передача информации выполняется также автоматически.
Основные технические данные | УКПГ |
ТП-1 |
|
Тип и количество телеконтрольных пунктов: | |||
|
- FIU, центральная станция | 1 |
|
- RTU, узловая станция | 1 |
||
Количество каналов ввода/вывода: | |||
- аналоговый ввод 4-20 мА | 10 |
23 |
|
- аналоговый ввод от термодатчиков | 5 |
8 |
|
- дискретный ввод (типа "сухой контакт") | 30 |
47 |
|
- дискретный вывод (управление, 5А, 230 VAC / 24 VDC) | 16 |
16 |
|
Степень защиты аппаратуры | IP55 |
IP66 |
|
Скорость обмена информацией (режим полудуплекс) | 38 400 бит/с |
||
Конфигурация WAN-сети: | |||
- тип WAN-сети - Radio Ethernet; | |||
- топология сети - звезда; | |||
- режим приема/передачи информации - вызов (polling mode). |
Управление работой берегового оборудования проводится из помещения операторной УКПГ по физическим (кабельным) каналам, а оборудования на ТП-1 - из помещения операторной УКПГ по каналу телемеханической связи.
Исходя из общей концепции, задача управления системой сбора и подготовки газа сводится к определению последовательности работы подсистем регулирования, логического управления и защиты в зависимости от складывающейся эксплуатационной ситуации.
Оператор УКПГ осуществляет оперативный контроль за ходом технологического процесса и состоянием оборудования, управление объектами. Для этого производится автоматическое ведение протоколов управления технологическим процессом с регистрацией отклонений от заданного режима работы, вывод оперативной информации на монитор, сбор, обработка и архивирование диагностической информации для оперативного контроля режима работы месторождения.
Взаимодействие оператора с операторской станцией осуществляется в форме диалога, в котором активной стороной есть оператор.
При вводе в действие новых месторождений (Северо-Булганакского, Северо-Керченского) дальнейшее развитие системы телеконтроля производится при помощи дополнительных модулей телекоммуникации TIM, при этом существующая станция на ТП-1 переконфигурируется как Node Station.
Статья опубликована в издании "totally integrated AUTOMATION - Разработано и внедрено нашими украинскими партнерами, Решения 2005" ДП "Сименс Украина", Департамент "Средства автоматизации и приводы".