Введение

Современные технологии подготовки нефти предъявляют повышенные требования к качеству управления и мониторинга технологических процессов. Одним из ключевых этапов является обезвоживание и обессоливание нефти (ООН), направленное на удаление влаги и солей, обеспечивающее безопасную и эффективную работу нефтеперерабатывающего оборудования.

Для достижения стабильных параметров процесса используется автоматизированная система управления и мониторинга, основанная на промышленном контроллере ProSoft REGUL R500. Данная система обеспечивает непрерывный контроль технологических параметров, диагностику оборудования, управление исполнительными механизмами и обмен данными с верхним уровнем SCADA.

1. Описание технологического процесса ООН

Нефть от электродигидраторов ЭДГ-1/1, 2, 3, 4 подается на теплообменники ТО-1/1, 2 и охлаждается. Температура (поз. TT-1251, 1252) и расход (поз. FT-1262, 1263) нефти на входе в теплообменники ТО-1/2, 2 контролируются. В качестве охлаждающего агрегата используется вода, которая подается от существующей насосной. Температура (поз. TT-1250) и давление (поз. PT-1240) поступающей воды в теплообменники ТО-1/1, 2 контролируются. Вода подается через трубопроводные фильтры в Ф-1/1, 2 в теплообменник. Температура на выкидной линии от теплообменников ТО-1/, 2 регулируются одноконтурной АСР температуры (поз. TT-1253). Сигнал с ПИП температуры (поз. TT-1253) поступает на индикацию и регулирование. Если существует сигнал рассогласования между измеренным и заданным значениями, то он поступает на электрический исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на линии подачи воды в теплообменник [1].

От теплообменника охлажденная нефть поступает в смеситель вместе с пресной водой СМ-1. Уровень смешанной нефть в смесителе СМ-1 контролируется (поз. LT-1271). Соотношение расходов нефти и воды регулируется АСР расхода. Сигнал с ПИП расхода (поз. FT-1260) поступает в контроллер на индикацию и регулирование, сюда же приходят корректирующий сигнал расхода воды (поз. PIC-1261) и, если существуют сигналы рассогласования между заданным и измеренным значением, он поступает на исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на линии подачи нефти в смеситель СМ-1.

После смешения с пресной водой, нефть подается на вход в печи трубчатые ПТБ-1/1, 2. В печах трубчатых ПТБ-1/1, 2 нефть нагревается. После нагревы нефть подается в отстойники ОГ-1/1, 2, 3, 4. Температура на выходной линии из печи регулируется одноконтурной АСР. Сигнал с ПИП температуры (поз. TT-1254) поступает на индикацию и регулирование. Если существует сигнал рассогласования между измеренным и заданным значениями, то он поступает на электрический исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на линии подачи горючей смеси в печь. Аналогичным образом регулируется температура в контуре (TT-1255). Также предусмотрен дренажный сброс в емкость ЕД-1. Уровень В емкость ЕД-1 регулируется одноконтурной АСР. Сигнал с ПИП уровня (поз. LT-1270) поступает на индикацию и регулирование. Если существует сигнал рассогласования между измеренным и заданным значениями, то он поступает на электрический исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на линии подачи дренажа в емкость ЕД-1. Давление в емкости ЕД-1 контролируется (PT-1243).

Горючая смесь, подаваемая в печи ПТБ-1/1, 2 состоит из воздуха и топливного газа. Соотношение расхода топливного газа и азота регулируется АСР расхода. Сигнал с ПИП расхода (поз. FT-1266) поступает в контроллер на индикацию и регулирование, сюда же приходит сигнал расхода азота (поз. PIC-1265) и, если существуют сигналы рассогласования между заданным и измеренным значением, они поступают на исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на линии подачи топливного газа в печи ПТБ-1/1, 2. Также в печи предусмотрено регулирование давления выхлопных газов одноконтурной АСР давления. Сигнал с ПИП давления (поз. PT-1241) поступает на индикацию и регулирование. Если существует сигнал рассогласования между измеренным и заданным значениями, то он поступает на электрический исполнительный механизм со встроенным ЦАП, установленный на выкидной линии выхлопных газов. Аналогичным образом регулируется контур давления (PT-1242).

2. Архитектура системы мониторинга

Система мониторинга на базе ProSoft REGUL R500 имеет трёхуровневую структуру:

1. Полевой уровень — датчики, преобразователи и исполнительные механизмы:

- термопары и термосопротивления (Pt100);

- датчики давления 4–20 мА;

- радарные и ультразвуковые уровнемеры;

- анализаторы содержания воды и солей;

- регулирующие клапаны и насосы.

2. Средний уровень (ПЛК ProSoft REGUL R500) — обеспечивает [4]:

- сбор и первичную обработку данных с аналоговых и дискретных сигналов;

- выполнение алгоритмов управления;

- диагностику входных/выходных модулей;

- обмен данными с верхним уровнем по протоколам Modbus TCP/IP и OPC

3. Верхний уровень (SCADA-система) — визуализация, архивирование и управление технологией [2].

В качестве SCADA используется, например, MasterSCADA или Trace Mode, подключённая через OPC-сервер ProSoft OPC Server.

3. Программная реализация на контроллере REGUL R500

Программирование осуществляется в среде REGUL Studio в соответствии с IEC 61131-3, с применением языков LD (релейные схемы), ST (структурированный текст) и FBD (функциональные блоки)[3].

Архитектура программы включает несколько функциональных блоков:

- AI_Handler — обработка аналоговых сигналов, масштабирование, фильтрация по методу скользящего среднего;

- DI_DO_Manager — опрос дискретных входов, управление выходами и формирование сигналов состояния;

- PID_Controller — регуляторы температуры и давления, работающие по классическому PID-закону;

- Alarm_Manager — система сигнализации и формирования тревог;

- Comm_Modbus — обмен с внешними устройствами и SCADA по Modbus TCP;

- Data_Logger — запись архивов параметров в энергонезависимую память контроллера.

Пример логики контроля температуры нефти:
Если температура ниже 120 °C, ПЛК увеличивает подачу теплового носителя через исполнительный клапан. При превышении 130 °C клапан прикрывается, и активируется предупреждающий сигнал на панели оператора.

4. Разработка программного обеспечения в Epsilon LD

Среда Epsilon LD позволяет создавать программы на основе релейно-контактных схем (Ladder Diagram), что делает систему интуитивно понятной для инженеров-практиков. Разработка проекта ведётся по модульному принципу, каждый функциональный узел имеет отдельный блок логики.
Основные модули программы:

- AI_Process — обработка аналоговых сигналов, масштабирование и фильтрация;

- DI/DO_Control — управление дискретными входами и выходами;

- PID_Reg — реализация контуров регулирования температуры и давления;

- Alarm_Control — формирование тревог и предупреждений;

- Comm_ModbusTCP — обмен данными с SCADA-системой по протоколу Modbus TCP;

- Archiver — запись параметров в энергонезависимую память[3].

Пример алгоритма регулирования температуры нефти:

- если температура < 120 °C — увеличивается подача теплоносителя через регулирующий клапан;

- если температура > 130 °C — клапан прикрывается, подаётся сигнал предупреждения оператору;

- при превышении 140 °C — система формирует аварийное сообщение и отключает нагрев.

5. Диагностика и надёжность

Контроллер REGUL R500 оснащён системой самодиагностики, обеспечивающей контроль состояния внутренних модулей и линий связи. При отказе модуля или потере связи формируется аварийный флаг и осуществляется переход в безопасный режим.

Встроенные средства диагностики позволяют:

- контролировать целостность кабельных линий;

- вести журнал ошибок и событий;

- фиксировать нештатные состояния и передавать их в SCADA.

Дополнительно применяется резервирование каналов связи Ethernet и дублирование критически важных датчиков температуры и давления для повышения надёжности.

6. Интеграция с SCADA и база данных

Для обмена данными используется OPC-сервер ProSoft OPC Server, обеспечивающий стандартный интерфейс между REGUL R500 и SCADA. Система визуализации отображает технологические схемы, тренды параметров, таблицы аварий и отчёты.
Архивирование выполняется по следующим группам:

- технологические параметры (температура, давление, уровень);

- аварийные и предупреждающие события;

- статистика включений насосов и клапанов;

- результаты лабораторных анализов качества нефти.

База данных SCADA связана с сервером предприятия через SQL, что позволяет формировать аналитические отчёты и передавать информацию в корпоративные системы учёта[5].

7. Экономическая и эксплуатационная эффективность

Внедрение системы мониторинга на базе REGUL R500 позволяет достичь следующих преимуществ:

- повышение точности регулирования температуры и уровня;

- снижение расхода электроэнергии и реагентов;

- уменьшение потерь нефти при переходных режимах;

- сокращение аварийных остановов оборудования;

- улучшение условий труда операторов.

По расчётам, внедрение подобной системы окупается в течение 1–1,5 лет.

Заключение

Разработка системы мониторинга установки обезвоживания и обессоливания нефти на базе ProSoft REGUL R500 позволяет реализовать современный, надёжный и адаптируемый инструмент управления технологическим процессом.

Использование программных модулей диагностики, резервирования каналов и стандартных протоколов связи обеспечивает интеграцию в общезаводскую систему управления и высокую отказоустойчивость комплекса.