Системы противоаварийных защит, объектов нефтегазопереработки - Студенческий научный форум

XIV Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2022

Системы противоаварийных защит, объектов нефтегазопереработки

 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

Анализ основных требований, предъявляемых в настоящее время к автоматизированным системам управления технологическими процессами (АСУ ТП) в области переработки нефти и газа, позволяет сформулировать две основные цели автоматизации - повышение уровня безопасности и снижение затрат на процессинг.

Системы ПАЗ для объектов нефтегазодобычи рассматриваются как своего рода последний рубеж обороны, за которым происходит разрушение технологического объекта, неконтролируемый взрыв или выброс опасных веществ и возможно - гибель людей.

Система ПАЗ является компонентом распределенной системы управления (РСУ), которая в свою очередь является компонентом АСУТП объектов нефтегазодобычи.

В данной работе рассмотрено, что такое противоаварийная защита: система ПАЗ (СПАЗ), а также более подробно о классификации, надежности и времени срабатывания систем безопасности.

Система ПАЗ, как правило, включается в общую систему управления технологическим процессом, при этом нарушение работы общей системы управления (реализующей основные алгоритмы работы оборудования) не должно влиять на работу системы ПАЗ. 

Противоаварийная защита: система ПАЗ (СПАЗ)

В настоящее время в отрасли широко внедряются современные средства управления технологическими процессами, системы противоаварийной защиты, образующие вместе с технологическим оборудованием автоматизированные технологические комплексы (АТК) и позволяющие в значительной степени снизить риски возникновения аварийных ситуаций.

Однако, до сих пор принятие решений в нештатных ситуациях выполняется обслуживающим персоналом. Статистика показывает, что 70% промышленных аварий вызвано ошибочными действиями персонала в нестандартных ситуациях. В этой связи актуальной является задача разработки научных основ системы поддержки принятия решений (СППР), способной за счет мониторинга значений технологических параметров отслеживать отклонения в нормальном режиме протекания процесса и своевременно выдавать рекомендации обслуживающему персоналу для предотвращения развития аварийных ситуаций [4].

Противоаварийная автоматическая защита (ПАЗ) — это аппаратно-программный комплекс, который используется в критических положениях для перевода системы в безопасное состояние. Система ПАЗ для объектов рассматриваются как своего рода последний рубеж обороны (см. рис.1), за которым происходит разрушение технологического объекта, неконтролируемый взрыв или выброс опасных веществ и возможно — гибель людей [3].

Система ПАЗ является компонентом АСУТП, которая в свою очередь является компонентом распределенной системы управления (РСУ).

Рисунок 1. Структурная схема предотвращения аварийной ситуации

Основные задачи и функции систем ПАЗ

Основная задача любой системы ПАЗ - перевод процесса нефтегазодобычи в безопасное состояние при возникновении каких-либо проблем в его работе (выход технологических процессов за установленные границы, отказ оборудования, нештатные ситуации). Как правило, система ПАЗ получает данные о состоянии объекта нефтегазодобычи от «собственных» дублированных датчиков (одной из самых надежных схем считается «2оо3», когда срабатывание любых 2 из 3 датчиков, установленных на одной контрольной точке, считается необходимым условием для срабатывания защитной блокировки) и управляет «своими» резервированными исполнительными механизмами. У системы ПАЗ как компоненты РСУ нет «своей» станции оператора (такая есть в РСУ), есть только мобильная инженерная станция, с помощью которой выполняется конфигурирование ПЛК системы ПАЗ. Со станции оператора РСУ, соединенной с системой ПАЗ через межсетевой экран, можно контролировать процесс работы системы ПАЗ, но нельзя ей управлять. Конечное оборудование не зависит от оборудования РСУ, к примеру, если на трубопроводе по информации РСУ «заклинил клапан», то при возникшей ситуации отработает «отсекатель» системы ПАЗ [6].

При создании и последующей эксплуатации систем ПАЗ, предназначенных для технологических объектов нефтегазодобычи, следует соблюдать единый порядок управления комплексом необходимых работ, опирающийся на требования международных и национальных нормативно-методических документов [1, 2]. Такой порядок должен охватывать состав, содержание и способы (методы) проведения работ по проектированию, внедрению, эксплуатации и техническому обслуживанию систем ПАЗ.

Этот порядок должен обеспечивать выполнение всех требований, предъявляемых к свойствам и показателям качества функционирования систем ПАЗ. Главными из них являются требования, предъявляемые к функциональной безопасности любой системы ПАЗ, т.е. к ее способности правильно функционировать, обеспечивая безопасность соответствующего объекта автоматизации.

В соответствии с серией российских стандартов ГОСТ Р МЭК 61508 и ГОСТ Р МЭК 61511 [1, 2] функциональная безопасность системы ПАЗ как электронной программируемой системы определяется показателями качества выполнения ею функций безопасности, т.е. таких функций, содержанием которых является совокупность действий, направленных на снижение опасности, существующей и/или возникающей при функционировании управляемого объекта.

Основной функцией безопасности, для выполнения которой предназначена любая система ПАЗ технологического объекта, является автоматическое изменение его состояния в сторону более безопасного, выполняемое рассматриваемой системой в случае появления потенциально опасного события (например, выхода параметров процесса за безопасные пределы). Содержанием этой функции является совокупность действий, включающих измерительное преобразование и/или контроль соответствующих параметров состояния объекта, а также формирование и передачу на объект такой последовательности заранее определенных управляющих воздействий, которые направлены на предотвращение или снижение вреда [5].

Кроме основной функции система ПАЗ обычно выполняет ряд дополнительных функций, которыми в типичных случаях являются [6]:

Автоматическое обнаружение потенциально опасных изменений состояния технологического объекта или системы его автоматизации;

Автоматическое измерение технологических переменных, важных для безопасного ведения технологического процесса (например, измерение переменных, значения которых характеризуют близость объекта к границам безопасного режима ведения процесса);

Автоматическая (в режиме on-line) диагностика отказов, возникающих в системе ПАЗ и/или в используемых ею средствах технического и программного обеспечения;

Автоматическая предаварийная сигнализация, информирующая оператора технологического процесса о потенциально опасных изменениях, произошедших в объекте или в системе ПАЗ;

Автоматическая защита от несанкционированного доступа к параметрам настройки и/или выбора режима работы системы ПАЗ.

На взрывоопасных объектах нефтегазодобычи применение систем, выполняющих функции противоаварийной защиты и/или блокировки при достижении критических значений технологических параметров, является обязательным. Выполнение указанных функций должно предупреждать образование взрывоопасной среды и другие аварийные ситуации, связанные с отклонениями технологического процесса от предусмотренных технологическим регламентом предельно допустимых значений параметров во всех режимах работы объекта, и, при необходимости, обеспечивать остановку объекта или иной его перевод в безопасное состояние [5].

Следует иметь в виду, что применение систем ПАЗ является не единственным способом достижения необходимого уровня промышленной безопасности производственных объектов. Наряду с электронными системами ПАЗ на них должны функционировать и другие системы, и средства, обеспечивающие безопасность производства (служба пожарной охраны, системы автоматического пожаротушения, система оповещения о чрезвычайных ситуациях, предохранительные клапаны и др.). Совокупность таких систем и средств образует «многослойную» систему защиты (см. рис. 2) персонала, окружающей среды и имущества предприятия от возможных неблагоприятных событий на производстве и от их последствий [6].

Рисунок 2. Типичные слои защиты и функции безопасности, применяемые для снижения рисков на объектах нефтегазодобычи

По признакам, установленным Федеральным законом №116-ФЗ от 05.05.2014 г., практически все технологические объекты нефтегазодобычи относятся к категории опасных производственных объектов. На них возможно появление событий и ситуаций, способных нанести серьезный вред здоровью населения, заводского персонала и/или окружающей среде, а также значительный ущерб имуществу предприятия. Как следствие, на этих объектах важную роль играют задачи обеспечения промышленной безопасности не только оснащаемых системами ПАЗ технологических комплексов (в целом), но и самих систем противоаварийной защиты. Для выполнения этих задач необходимо при создании и эксплуатации СПАЗ обеспечивать безусловное выполнение требований безопасности, установленных международными и российскими стандартами и другими нормативно-методическими документами [4].

Большинство технологических процессов, реализуемых на объектах нефтегазодобычи, относятся к непрерывным процессам. Соответствующие технологические установки и агрегаты имеют, как правило, высокую единичную мощность (производительность), что диктует необходимость обеспечения их непрерывного круглосуточного функционирования.

Технологическое оборудование многих объектов нефтегазодобычи, эксплуатируемое в настоящее время, имеет высокую степень изношенности. Следствием этого обстоятельства является повышение роли систем ПАЗ для безопасной и эффективной эксплуатации указанных объектов [5].

Современные системы ПАЗ, создаваемые и эксплуатируемые на объектах нефтегазодобычи, обладают рядом особенностей, влияющих на порядок их создания и применения. К таким особенностям, в частности, относятся [3]:

Широкое использование в системах ПАЗ программируемых логических контроллеров (ПЛК) и/или других микропроцессорных средств компьютерной техники, реализующих программным путем логические алгоритмы выполнения функций (функциональных задач) защиты и блокировки;

Наличие на предприятиях нефтегазодобычи значительного числа систем ПАЗ, построенных на технически и морально устаревших средствах автоматики и требующих модернизации.

Сбор аналоговой и дискретной информации от датчиков технологических параметров, и дискретных параметров состояния исполнительных механизмов и состояния аварийной вентиляции [7]:

Выделение достоверной входной информации

Анализ и логическую обработку входной информации

Автоматическую выдачу сигналов двухпозиционного управления на исполнительные механизмы

Дистанционное управление исполнительными механизмами со станции технолога-оператора РСУ при условии санкционированного доступа, либо со специальной оперативной панели СПАЗ

Передачу оперативной информации от СПАЗ в РСУ для сигнализации, регистрации и архивирования (отклонение параметров, срабатывание исполнительных механизмов ПАЗ, и т.п.)

Выделение первопричины останова технологического процесса

Самодиагностику состояния технических средств системы ПАЗ

Основными техническими компонентами, входящими в состав любой системы ПАЗ, являются не только соответствующий управляющий программно-логический контроллер (ПЛК), но и такие изделия, как датчики и исполнительные механизмы, необходимые для выполнения функций системы. Кроме того, в систему ПАЗ часто входят дополнительные устройства (линии связи, блоки питания и др.).

В ходе создания и применения систем ПАЗ необходимо иметь в виду, что их функционирование не только эффективно повышает безопасность работы соответствующих технологических объектов, но и само может способствовать появлению опасных событий и ситуаций (например, в случае такого отказа системы ПАЗ, который приводит к неблагоприятному воздействию на объект) [7].

Роль и место систем ПАЗ в средствах автоматизации объектов нефтегазодобычи

К средствам автоматизации объектов нефтегазодобычи будем относить триаду типа «АСУТП/РСУ/ПАЗ». РСУ - класс АСУТП для децентрализованной организации управления распределенными технологиями нефтегазодобычи. Системы ПАЗ являются обязательными компонентами РСУ для решения задач обеспечения безопасности объекта нефтегазодобычи.

РСУ должна применяться для управления непрерывными технологическими процессами. К непрерывным процессам относятся те, которые должны проходить круглосуточно, при этом останов процесса, даже кратковременный, недопустим. То есть, под непрерывными процессами понимаем те, останов которых может привести к прекращению нефтедобычи, поломке технологического оборудования и даже несчастным случаям, а также те, возобновление которых после останова связано с большими издержками [7].

Системы ПАЗ должны реализовываться функцией безопасности на объектах нефтегазодобычи. В ходе создания и применения систем ПАЗ необходимо иметь в виду, что их функционирование не только эффективно повышает безопасность работы соответствующих технологических объектов, но и само может способствовать появлению опасных событий и ситуаций (например, в случае такого отказа системы ПАЗ, который приводит к неблагоприятному воздействию на объект) [7].

Архитектура средств автоматизации АСУТП/РСУ/ПАЗ представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Архитектура средств АСУТП/РСУ/ПАЗ

Архитектура средств РСУ+ПАЗ представлена на рисунке 4.

Рисунке 4. Архитектура средств РСУ+ПАЗ

Из вышесказанного вытекает главное требование к РСУ - отказоустойчивость. Для РСУ отказ, а соответственно и останов технологического процесса, недопустим. Высокая отказоустойчивость должна достигаться путем резервирования (как правило, дублирования) аппаратных и программных компонентов системы, использования компонентов повышенной надежности, внедрения развитых средств диагностики, а также за счет технического обслуживания и непрерывного контроля со стороны человека [7].

РСУ должны быть функциональны и масштабируемы. Для характеристики масштаба РСУ должен использоваться специальный термин «количество параметров ввода/вывода». Один параметр ввода/вывода — это либо сигнал измерения, получаемый с датчика (текущее давление пара в емкости), либо управляющий сигнал, воздействующий на исполнительный механизм (команда пуска насоса, например).

Из этого следуют еще два требования к РСУ:

Масштабируемость. РСУ должна одинаково хорошо подходить для автоматизации как одной установки, так и для всего технологического объекта управления (ТОУ). При этом система должна легко расширяться для того, чтобы охватить новые производственные участки (цеха). Расширение системы должно по возможности проходить без остановки уже внедренных участков системы (расширение типа «online»).

Простота разработки и конфигурирования. Система должна предлагать инженерам целый набор предподготовленных программных компонентов и средств разработки. К ним должны относиться: пакеты визуального программирования, графические библиотеки, функциональные блоки, преднастроенные сетевые протоколы и интерфейсы. Вообще степень интеграция программных компонентов, входящих в состав РСУ, должна быть достаточно велика. Один из главных принципов построения РСУ - единая конфигурационная база системы. Изменения, выполненные в одном программном модуле системы, должны автоматически отражаться во всех зависимых модулях [6].

РСУ должны позволять охватывать множество территориально распределенных объектов. В действительности, расстояние между технологическими установками, объединенными в одну систему управления, порой достигает нескольких километров. Система должна позволять покрывать большие площади средствами современных сетей и шин передачи данных, таких как: Ethernet или специальная промышленная шина Profibus DP. При этом должно допускаться использование как медных кабелей, так и оптоволокна. Цифровая сеть должна позволять объединить разнесенные компоненты системы в единый программно-аппаратный комплекс.

Современные системы ПАЗ как элементы РСУ для опасных промышленных объектов являются разновидностью программируемых электронных систем безопасности. Общий порядок создания и применения таких систем, регламентированный международными и российскими стандартами, базируется на трех основных концепциях:

Концепция полного жизненного цикла системы ПАЗ;

Концепция организации работ по обеспечению функциональной безопасности;

Концепция рисков и способов их снижения.

Надежность и время срабатывания систем безопасности

Надежность и время срабатывания систем противоаварийной защиты обосновываются разработчиком АСУТП на основе требований технологической части проекта. При этом учитывается категория взрывоопасное технологических блоков, входящих в объект, и время развития возможной аварии [8].

Время срабатывания системы защиты должно быть гарантированно меньше времени, необходимого для перехода параметра от предаварийного до критического значения. Надежность систем безопасности должна обеспечивается:

Аппаратурным резервированием необходимого типа;

Информационной, функциональной и временной избыточностью;

Наличием систем оперативной и автономной диагностики.

Достаточность резервирования и его тип определяются и утверждаются на специальном совещании по безопасности с участием Проектной организации, Разработчика АСУТП и Организации — заказчика.

Примеры реализации

НПФ «КРУГ» много лет занимается разработкой и поставкой АСУ ТП для объектов ТЭК, и накоплен значительный опыт, в том числе по системам ПАЗ. Приведем перечень лишь некоторых успешных проектов систем ПАЗ, удовлетворяющих всем вышеперечисленным требованиям. 

Системы контроля, управления и ПАЗ установок первичной переработки нефти, блока стабилизации установки риформинга (ОАО «Роснефть-Туапсинский НПЗ», АО «Кемойл», АО «МОТО»).

Системы управления и ПАЗ блока печей установок получения масел («Новокуйбышевский завод масел и присадок»).

Системы управления и ПАЗ установок производства масел («Ярославский НПЗ им. Д. И. Менделеева»).

Система управления и ПАЗ блока очистки сырья ГФУ от сероводородов, приготовлением в потоке светлых и темных нефтепродуктов (Киришский НПЗ).

Система управления и ПАЗ установки гидроочистки (Астраханский ГПЗ). По результатам промышленной эксплуатации этих и других систем Заказчики зафиксировали достижение следующих результатов: 

Существенно увеличилась надежность системы ПАЗ; 

Существенно снизились эксплуатационные затраты на систему ПАЗ, в том числе за счет резкого уменьшения количества единиц оборудования; 

Существенно сократилось количество ложных остановов; 

Повысилась технологическая дисциплина, в том числе благодаря протоколированию действий персонала. 

Не на всех из вышеперечисленных объектов имелась финансовая возможность осуществить разработку и поставку полномасштабной АСУ ТП в один прием. Поэтому в таких случаях ввод в эксплуатацию осуществлялся поэтапно в течение 5 - 6 лет. В первую очередь были введены в эксплуатацию наиболее важные для заказчика системы ПАЗ, затем по мере появления средств были установлены подсистемы информационные и регулирования. Но так как все подсистемы были реализованы на компонентах универсального программно-технического комплекса ПТК «КРУГ-2000», поэтапное наращивание функциональной и информационной мощности АСУ ТП осуществлялось безболезненно во время проведения плановых ремонтов установок и, что очень важно, при этом полностью обеспечивалась защита ранее сделанных инвестиций. 

Заключение

В данной работе было рассмотрено, что такое противоаварийная защита: система ПАЗ (СПАЗ), а также более подробно рассказано о классификации, надежности и времени срабатывания систем безопасности. ПАЗ, как правило, включается в общую систему управления технологическим процессом, при этом нарушение работы общей системы управления ни в коем случае не должно влиять на работу системы ПАЗ. 

Известно, что возрастание числа аварий на объектах нефтегазодобычи наносит большой материальный ущерб, как самим объектам, так и окружающей среде. Одной из мер, служащих для обеспечения безопасности взрывопожароопасных технологических процессов, предусматриваются автоматические системы противоаварийной защиты (ПАЗ). Наличие таких систем позволяет предупреждать образование взрывоопасных и пожароопасных сред в технологическом оборудовании нефтегазодобычи при нарушении границ предельно допустимых значений параметров, характеризующих состояние технологического процесса, предусмотренных регламентом во всех режимах его функционирования и обеспечивающих безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние по заданной программе.

Список используемой литературы

ГОСТ Р МЭК 61508-2012. «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью». 

ГОСТ Р МЭК 61511-2011. «Безопасность функциональная. Системы безопасности приборные для промышленных процессов».

Шершукова К.П., Телюк А.С. Система показателей для оценки функционирования средств противоаварийной защиты // М.: Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина, 2012 №3/268. С. 173-184.

Шевцов В.А., Шершукова К.П., Телюк A.C. Проектирование автоматических систем безопасности для процессов подготовки продукции нефтегазовых скважин // Тезисы докладов IX-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». -М.:2012. С. 126-127.

A.B. Чикуров, Д.С. Матвеев, М.Х. Проблемы управления и автоматизации технологических процессов и производств // Сборник трудов Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 50-летию кафедры. Автоматизация технологических процессов и производств. Уфимского государственного нефтяного технического университета, в г. Уфе 21-22 октября 2010 г. - Уфа: УГНТУ, 2010. - С. 333-336.

Телюк A.C. Программное обеспечение автоматизированного синтеза систем противоаварийных защит // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2014, № 1. С. 36-39.

Карманов A.B., Шершукова К.П. Модель взаимодействия технологического объекта с системой противоаварийной защиты // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №12. - М.: 2010. - С.20-24.

Карманов A.B., Шершукова К.П., Телюк A.C. Метод определения проектных показателей безопасности системы противоаварийной защиты для процессов подготовки продукции нефтегазовых скважин // М.: Научно-технический журнал «Надежность», 2012, №3 (42). С. 97-107.

Просмотров работы: 1347