Модернизация нефтеперерабатывающего предприятия на основе использования устройств FOUNDATION fieldbus
Планы по модернизации управления технологическими процессами на нефтеперерабатывающем предприятии Shell Deer Park Refinery начали строиться за пять лет до того, как в 2003 году была введена первая новая система. К этому времени стало совершенно очевидно, что старая контрольно-измерительная аппаратура, среди которой встречались образцы, выпущенные еще в 50-е годы прошлого столетия, нуждается в замене.
Вид нефтеперерабатывающего предприятия Shell Deer Park Refinery с установкой каталитического крекинга
Управление большинством технологических процессов, используемых на нефтеперерабатывающем заводе, осуществлялось из диспетчерских, используя смонтированные на панели пневматические или одноконтурные электронные контроллеры.
Группа планирования начала задумываться о вопросе использования новейших технологий по автоматизации технологического процесса, чтобы обеспечить наивысшую степень безопасности, увеличить эффективность работы предприятия, обеспечить большую надежность и обеспечить получение более стабильной прибыли.
Временами становится трудно заметить разницу между персоналом Shell и Emerson
Планы были рассчитаны на пять лет, предусматривалось затратить 125 миллионов долларов США на модернизацию управления установкой каталитического крекинга (включая газофракционирующую установку), установкой для гидрокрекинга и другими устройствами, входящими в технологическую линию обработки нефти. Проект был успешно реализован к началу 2005 года, все установки для каталитического крекинга управляются вновь установленными системами.
Для перевода датчиков на новую систему управления без остановки процесса требуется всего лишь переподключить измерительную линию
Основной задачей данной программы по модернизации управления было увеличение эффективности использования особо важных производственных систем и диагностики, обеспечиваемой самым новым и совершенным инструментарием — технологией FOUNDATION fieldbus, чтобы свести к минимуму потери продукта из-за непредвиденных выходов оборудования из строя.
Упреждающий метод: путь к совершенствованию
Персонал, ответственный за эксплуатацию и работу системы управления, много и долго работал над проблемой оптимизации существующих систем управления и получил весьма значительные результаты.
Однако было решено, что дальнейшие улучшения возможны только с новыми системами управления, использующими больше данных, поступающих от полевых устройств по линиям обратной связи, касающихся "здоровья" технологического процесса, а также контрольно-измерительной аппаратуры и оборудования, задействованного в нем.
Такая обратная связь в значительной степени основывается на возможности микропроцессорных приборов и клапанов, объединенных шиной fieldbus, оценивать и регистрировать состояние системы, а также свои собственные режимы работы и рабочие условия связанного с ними оборудования. Упреждающая информация о состоянии может использоваться для определения потенциально опасных ситуаций с тем, чтобы можно было предпринять действия по их исправлению до того момента, когда произойдет существенный отказ. Всесторонняя работа с компанией Shell привела к созданию необходимых инструкций и методов устранения неисправностей при получении диагностических предупреждений.
Реагирование на упреждающие данные, полученные от новых приборов, приводит к снижению колебаний параметров технологического процесса и увеличивает стабильность работы. Кроме того, создание сети, состоящей из приборов, использующих полевой коммуникационный протокол, дешевле, чем при использовании обычных модулей ввода/вывода, такие сети гораздо проще вводить в эксплуатацию и осуществлять запуск.
Диагностические данные этих интеллектуальных устройств передаются цифровой сетью предприятия. Ожидается, что операторы в диспетчерской распознают появление проблемы до того, как она приведет к сбою.
Без такого рода информации, привязанной к входам системы противоаварийной защиты Triconex, оператор мог наблюдать появление аварийной ситуации без понимания причин, вызвавших ее. В случае сбоя в работе системы выходной сигнал в лучшем случае снизиться. В наихудшем случае это приведет к потере продукта. Сбои могут также иметь неблагоприятное влияние на долгосрочное исправное состояние производственного оборудования, уменьшая промежутки времени между остановами для проведения технического обслуживания.
В настоящее время большинство нефтехимических установок останавливается приблизительно каждые четыре года для выполнения крупных работ по техническому обслуживанию или капитального ремонта.
Информация о необходимости проведения упреждающего технического обслуживания, полученная от модернизированной системы, поможет увеличить длительность этих интервалов.
Правильное методологическое решение
Принятие FOUNDATION Fieldbus в качестве метода управления в будущем включало признание расширенных диагностических возможностей приборов, удовлетворяющих требованиям полевого протокола, и способности нового программного обеспечения управлять большими объемами данных, полученных от первичных устройств для оптимизации производственных активов.
Для достижения поставленных задач требовалось сотрудничество с поставщиком, который имеет возможности генерального подрядчика по автоматике (MAC), а также работающий с Shell. Решение основывалось на необходимой квалификации для внедрения новейших технологий и возможности обеспечить эффективное обучение и действенную поддержку при обслуживании. Это явилось основополагающим принципом, на котором основывался выбор Shell в пользу компании Emerson и ее цифровой архитектуры предприятия PlantWeb™ с цифровой системой автоматизации DeltaV™ для этих проектов.
Цифровая архитектура предприятия реализует технологию FOUNDATION Fieldbus. Предварительный показ и обучение в сочетании с полевыми испытаниями и обсуждение проекта убедили сотрудников нефтеперерабатывающего предприятия в том, что сотрудничество с компанией Emerson лучшее, что можно выбрать и является по существу единственной жизнеспособной альтернативой.
Подход компании Emerson к использованию полевого протокола существенным образом опережал конкурирующих производителей.
Реализация пилотного проекта как проверка выбранного метода
Проанализировав возможные технологии со специалистами Shell для обеспечения выбранного курса на модернизацию с четким представлением задач, было решено реализовать пилотный проект на Северной станции очистки сточных вод, для которой можно было бы оценить затраты на цифровую архитектуру предприятия, не подвергая риску этапы процесса перегонки нефти. Проект, включающий в себя 105 приборов с коммуникацией fieldbus под управлением системы DeltaV, был начат в октябре 2000 года.
Когда данная система была введена в эксплуатацию в апреле следующего года, это дало персоналу нефтеперерабатывающего предприятия возможность впервые поработать с протоколом fieldbus и полностью понять эту технологию. Персонал Deer Park Refining Services Company попробовал все возможные конфигурации, чтобы посмотреть, могут ли они создавать проблемы, а затем определить, как ими можно манипулировать. Огромный объем знаний, полученных на опытной установке, был позднее использован на практике в нефтеперерабатывающих устройствах. Компания получила преимущества за счет интуитивного характера и значительных преимуществ технологии, так как обучение, разработка и использование были очень легкими.
Одновременно с этим продолжались работы в соответствии с программой модернизации. Были сделаны и представлены экономические перспективные оценки. Вице-президент вынес окончательное решение, поддерживаемое высшей администрацией нефтеперерабатывающего предприятия Deer Park Refining, использовать компанию Emerson в качестве генерального подрядчика и установить систему Plant-Web и DeltaV для Shell.
Внедрение технологии fieldbus
В феврале 2002 года было объявлено, что компания Shell выделила 32 миллиона долларов США на реализацию программы по модернизации, причем 12 миллионов долларов США предназначались на внедрение технологии Fieldbus на установке каталитического крекинга. Проектирование было развернуто полным ходом, и спустя два года был создан базовый уровень системы управления. Система управления установкой каталитического крекинга и газофракционирующей установкой состоит из приблизительно 1100 полевых устройств в соотношении 2/3:1/3.
Эти измерительные приборы объединены в сеть в соответствии с цифровой архитектурой PlantWeb под управлением DeltaV и пакета прикладных программ AMS(tm): Intelligent Device Manager.
Красная лента на старых панелях напоминает операторам о том, что контур переведен на управление от новой консоли
AMS Device Manager получает диагностическую информацию от контролируемой сети и делает ее доступной для проведения технического обслуживания. Открытая архитектура предполагает использование совместимых с полевым протоколом устройств любых производителей, включая датчики давления Rosemount, расходомеры и датчики температуры, а также цифровые позиционеры FIELDVUE, которые и были использованы в проекте. Обмен информацией о технологическом процессе с контроллерами производится по полевому коммуникационному протоколу. По этой же технологии, благодаря протоколу ОРС интегрированы и другие системы, включая систему защиты Triconex и систему вибрационного мониторинга 10 наиболее критичных электрических двигателей и паровых турбин/турбодетандеров.
Использование ОРС для обеспечения двухсторонней высокоскоростной коммуникации между системой Triconex и диспетчерской является уникальным решением; оно никогда ранее не применялось, и было реализовано в проекте путем огромных усилий. ОРС соединение позволяет операторам с помощью тех же мониторов, которые используются для управления процессом, просматривать значительно больший объем данных, получаемых от системы защиты Triconex, по сравнению с предыдущими системами. Кроме того, операторы могут связываться с системой Triconex в случае, когда требуется выполнить какое-либо действие. Таким способом операторы могут прямо управлять сразу несколькими турбинами большой мощности, а также компрессорами.
Такого рода двусторонняя коммуникация между системами управления и Triconex с использованием ОРС никогда ранее не применялась, и для решения возникающих проблем требовалось вовлечение всего персонала. Было важно решить проблему, связанную с применением ОРС коммуникации с целью достижения высокой надежности, соответствующей трехкратному модульному резервированию (TMR) системы Triconex. В соответствии с трехкратным модульным резервированием часть системы защиты может выйти из строя, но ее функционирование будет продолжаться до момента окончания ремонта.
Задачи персонала генерального подрядчика и Shell
Персонал генерального подрядчика в данных проектах обеспечивает выполнение широкого круга задач, включая управление проектом, разработку технических спецификаций для всех полевых устройств, конфигурирование системы DeltaV, координацию конструкторской деятельности, связанной с работой технического и управленческого персонала нефтеперерабатывающего предприятия, помощь в решении различного рода проблем, возникающих в ходе реализации проекта, а также обеспечение безопасности и координация деятельности всей проектной команды Emerson.
В 2002 году в течение шести недель персонал генерального подрядчика был полностью задействован в пуско-наладочных работах первой очереди PlantWeb и системы DeltaV на установке каталитического крекинга.
Персонал Shell и генерального подрядчика несет административную ответственность за каждый проект. Офисы менеджеров Deer Park Refinery и генерального подрядчика находятся на расстоянии 20 метров друг от друга и в нескольких шагах от обоих объектов.
Это позволяет обеспечивать постоянную связь и обмен информацией между проектами. Таким образом, знания, полученные при реализации первого проекта, использовались для следующего проекта практически ежедневно.
Персонал SureServiceSM фирмы Emerson помог решить проблему с ОРС интерфейсом. Он организовал на своей базе лабораторию для проверки взаимодействия системы аварийного отключения, а также выявления проблем, которые могут повлиять на характеристики системы или ее функционирование. Это было сделано для тестирования, диагностики и поиска технических решений сложных проблем интеграции.
Перевод на новую систему без остановки процесса
Переход с полевых устройств, управление которыми осуществлялось старой системой, на новые устройства с коммуникацией по полевому протоколу — еще одна область тесного сотрудничества компании с Emerson. Все 1100 новых полевых приборов не могли быть введены в строй за ограниченный период времени, поэтому была реализована программа перевода. Это позволило операторскому персоналу осуществлять управление несколькими контурами одновременно. Операторы играли ключевую роль в определении, когда и какое устройство должно быть заменено для работы с новой системой.
Перевод на новую систему датчиков достаточно прост и обычно заключается только в переподключении измерительной линии к новому прибору. Перевод на новую систему управления регулирующих клапанов несколько сложнее, поскольку новые цифровые контроллеры FIELDVUE должны монтироваться на имеющихся клапанах. Новые контроллеры FIELDVUE были установлены приблизительно на 20 наиболее критичных клапанах установки каталитического крекинга. В течение октября 2000 года в момент остановки установки каталитического крекинга они были предварительно откалиброваны, а затем перед запуском ими были заменены старые аналоговые позиционеры. Таким образом, компания была подготовлена к быстрому переходу на новую систему по мере поступления сигнала о замене каждого клапана. Переходу на новую систему управления без прерывания основного процесса способствовало использование программного обеспечения ValveLink, загруженного в специальный портативный компьютер полевого исполнения, что позволило персоналу, выполняющему переход, точно знать, что происходит в клапане в момент перехода.
Программное обеспечение ValveLink дает полную информацию о клапанах и позиционерах
Заключение
Сейчас рано давать какую-либо долговременную количественную оценку этих проектов. Газофрак-ционирующая установка была переведена на новую систему управления только частично, а установка каталитического крекинга была переведена на новую систему только в феврале 2004 года. Тем не менее, для установки каталитического крекинга по уже имеющимся результатам персонал ожидает увеличения загрузки на 1% относительно планируемой. Установка уже становится чем-то напоминающим выставку новой действующей технологии, с которой приезжают знакомиться специалисты даже из России и Кувейта.
Наличие совершенной диагностики в полевых условиях дает операторам возможность лучше понять, что происходит внутри процессов, помогает избежать состояний, при которых возможны внезапные отказы или хотя бы минимизировать последствия таких отказов. Если удастся предотвратить потерю трех или четырех дней производства в течение года, можно будет считать, что программа модернизации достигла поставленной цели.
За дополнительной информацией обращайтесь в наше Московское представительство по адресу:
Россия, г. Москва, 115114
ул. Летниковская, 10, стр. 2, 5 эт.
Телефон: +7 (495) 981-981-1
Факс: +7 (495) 981-981-0
e-mail: info.ru@emersonprocess.ru
www.emersonprocess.ru