Einführung

Die Öl- und Gasindustrie betreibt einige der anspruchsvollsten industriellen Automatisierungsumgebungen weltweit. Offshore-Plattformen sind salzhaltiger Luftkorrosion und ständigen Vibrationen ausgesetzt. Pipeline-Kompressorstationen erstrecken sich über Tausende von Kilometern und benötigen nur minimales Personal vor Ort. Raffinerien arbeiten mit kontinuierlichen Prozessen, bei denen eine einzige Stunde ungeplanter Stillstand mehr kostet als die meisten SPS-Systeme in ihrer gesamten Lebensdauer.

SPS-Steuerungen sind die Arbeitspferde dieser Branche und werden nicht aufgrund ihrer Rechenleistung, sondern aufgrund ihrer Zuverlässigkeit, Redundanz und Zertifizierungen ausgewählt. Das Verständnis der Funktionsweise von SPS-Steuerungen entlang der Wertschöpfungskette der Öl- und Gasindustrie erklärt, warum die Branche bestimmte Automatisierungslösungen wählt.

Upstream: Bohrung und Produktion

Die vorgelagerten Förderaktivitäten gewinnen Rohöl und Erdgas aus unterirdischen Lagerstätten. SPS-Systeme steuern sowohl den Bohrprozess selbst als auch die Übertageanlagen, die Öl, Gas und Wasser trennen.

Bohrsteuerung

Moderne Bohranlagen nutzen SPS-gesteuerte Top Drives, Schlammpumpensysteme und Rohrhandhabungsroboter. Die Rolle der SPS beim Bohren konzentriert sich auf Folgendes:

· Steuerung der Schlammzirkulationsraten und des Drucks zur Verhinderung von Blowouts

· Steuerung der Drehzahl und des Drehmoments des Top Drives während der Bohrarbeiten

· Überwachung des Gewichts auf dem Bohrmeißel und Erkennung von Bohrgestängeklemmen

· Koordinierung der Rohrleitungsvorbereitungs- und -trennsequenzen

Bohranlagen-SPS müssen hohen Vibrationen, salzhaltiger Luft und der Notwendigkeit von Sicherheitsreaktionen in Echtzeit standhalten. Sicherheits-SPS (Allen Bradley GuardLogix, Siemens F-CPU) sind auf den meisten Bohrinseln obligatorisch, um die gesetzlichen Anforderungen zu erfüllen.

Künstliche Hebesysteme

Viele Lagerstätten benötigen künstliche Förderverfahren, um wirtschaftlich gefördert werden zu können. SPS-Steuerungen regeln elektrische Tauchpumpen, Gestängepumpen (Pumpjack-Einheiten) und Gaslift-Systeme.

· ESP-Steuerung: SPSen variieren die Pumpendrehzahl über VFD-Befehle basierend auf Bohrlochkopfdruck- und Förderratensignalen

· Optimierung der Gestängepumpe: SPSen analysieren Dynacard-Daten (Last- und Positionskurven), um Probleme mit der Pumpenfüllung zu erkennen und die Hubgeschwindigkeit zu optimieren.

· Gasliftüberwachung: SPS-gesteuerte Systeme regeln die Ansteuerung der Gasliftventile, um die Produktion aus gasgeförderten Bohrungen zu maximieren.

Automatisierung von Offshore-Plattformen

Offshore-Plattformen beherbergen einige der komplexesten SPS-Anlagen aller Branchen. Platzmangel, Gewichtsbeschränkungen und die Kosten für den Hubschraubertransport von Personal erfordern hochzuverlässige, autarke Automatisierungssysteme.

Gängige Offshore-SPS-Anwendungen:

· Prozesssteuerung auf der Plattform (Separatoren, Entwässerung, Kompression)

· Brand- und Gasmeldesysteme

· Notabschaltsysteme (ESD)

· HLK-Steuerung für explosionsgefährdete Bereiche

· Ballastkontrolle für schwimmende Produktions-, Lager- und Verladeschiffe (FPSO)

Für die Offshore-Automatisierung sind ATEX/IECEx-Zertifizierungen oder ähnliche Zertifizierungen für explosionsgefährdete Bereiche für alle Feldgeräte und viele SPS-Module erforderlich.

Midstream: Pipeline und Transport

Die Midstream-Aktivitäten transportieren Öl und Gas von den Förderfeldern zu Raffinerien und Vertriebsstellen. Dazu gehören Pipelines, Kompressorstationen, Lagertanks und Verladeanlagen für Lkw und Bahn.

Pipeline-SCADA- und SPS-Steuerung

Fernleitungen nutzen an jeder Pump-/Kompressorstation SPS-basierte Fernwirkstationen (RTUs). Die SPS überwacht:

· Saug- und Druckdrücke an jeder Station

· Durchflussraten durch Übergabezähler

· Ventilstellungen (manuell, automatisch oder SCADA-gesteuert)

· Status und Vibrationsdaten der Pumpe/des Kompressors

Die SPSen an jeder Station kommunizieren über Satelliten-, Mikrowellen- oder Glasfaserverbindungen mit einem zentralen SCADA-System. Das SCADA-System gibt Sollwerte vor – Pumpendrehzahl, Förderdruckgrenzen – und die SPS führt die lokale Steuerung durch.

Pipeline-SPS verwenden üblicherweise:

· Schneider Electric Quantum oder M580 für große Pipelinebetreiber

· Siemens S7-400H für redundante Konfigurationen an kritischen Stationen

· ABB 800xA DCS an großen Terminal- und Lageranlagen

Kompressorstationssteuerung

Gasleitungen nutzen Kompressoreinheiten (Gasturbinen oder Elektromotoren), um den Leitungsdruck aufrechtzuerhalten. SPS-Steuerungen regeln:

· Start-/Stoppsequenz des Kompressors

· Anti-Surge-Steuerung zur Verhinderung von Kompressorschäden

· Druckregelung am Stationseinlass/-auslass

· Brenngassystemmanagement

· Emissionsüberwachung und -berichterstattung

Die Überspannungsschutzsteuerung ist besonders anspruchsvoll – sie erfordert eine schnellere SPS-Reaktion als der Hauptabtastzyklus, was typischerweise über spezielle Interrupt-Routinen oder spezielle Hardware realisiert wird.

Leckerkennung in Rohrleitungen

Während Leckageerkennungssysteme auf SCADA-Systemen oder spezialisierten Servern laufen, liefern SPSen die kritischen Daten:

· Druck- und Durchflussmessungen an jedem Segment

· Ventilstatus (jede ungeplante Schließung löst eine Leckageprüfung aus)

· Chargenverfolgung für Mehrproduktpipelines (Diesel, Benzin, Kerosin nacheinander)

Downstream: Raffinerie und Petrochemie

In der nachgelagerten Verarbeitung werden Rohöl und Erdgas in nutzbare Produkte umgewandelt. Raffinerien und petrochemische Anlagen arbeiten mit kontinuierlichen Prozessen, bei denen die präzise Kontrolle von Temperatur, Druck und Zusammensetzung direkten Einfluss auf Ausbeute und Sicherheit hat.

Steuerung der Destillationsanlage

Die Rohöldestillationsanlage (CDU) trennt Rohöl anhand seiner Siedepunkte in Fraktionen. SPS-Steuerungen übernehmen typischerweise folgende Aufgaben:

· Ofentemperaturregelung (mehrere Heizzonen)

· Säulenfüllstand- und Druckregelung

· Produktabnahmeraten und Qualitätsindikatoren

· Vorflash-Kolonne und Hauptfraktionierungskontrolle

Zur Einhaltung strenger regulatorischer Vorgaben verwenden Raffinerien für primäre Prozesskreisläufe häufig ein Prozessleitsystem (DCS) anstelle von eigenständigen speicherprogrammierbaren Steuerungen (SPS), wobei die SPS diskrete Funktionen wie Pumpensteuerung und Ventilsequenzierung übernehmen.

Katalytische Crackanlage (FCCU)

Beim Fluid Catalytic Cracking werden schwere Kohlenwasserstoffmoleküle in leichtere, wertvollere Produkte gespalten. Dieser Prozess erfordert eine präzise Koordination:

· Luftgebläsesteuerung für Fluidisierung

· Katalysator-Umwälzrate

· Reaktortemperaturüberwachung und -übersteuerung

· Schlamm- und Benzin-Saugregelung

FCCU-SPSen müssen extremen Bedingungen standhalten – hohen Temperaturen, abrasiven Katalysatorpartikeln und kontinuierlichem Betrieb mit minimalem Wartungszugang.

Automatisierung von Tanklagern

Tanklager in Raffinerien dienen der Lagerung von Rohöl, Zwischenprodukten und Raffinerieprodukten. Steuerungstechnik (SPS):

· Tankfüllstandsmessung (Radar- oder Servo-Füllstandsgeber)

· Innenrührwerke und Heizschlangen

· Empfangs- und Versandpumpensteuerung

· Überwachung des Dampfrückgewinnungssystems

Die SPS-Systeme der Tanklager sind mit den Verladecomputern zur Überprüfung der LKW-Beladung und mit den Pipeline-Dispatch-Systemen zur Eigentumsübertragung verbunden.

Warum die Öl- und Gasindustrie bestimmte SPS-Plattformen wählt

Die SPS-Präferenzen der Öl- und Gasindustrie unterscheiden sich von denen der diskreten Fertigung:

Zuverlässigkeit vor Funktionen: Öl- und Gasunternehmen legen Wert auf bewährte Zuverlässigkeit statt auf modernste Technologien. Eine Plattform, die sich seit 15 Jahren erfolgreich im Offshore-Bereich bewährt hat, wird einer neueren Plattform mit nur geringfügigen Funktionsvorteilen vorgezogen.

Redundanz: Kritische Anwendungen – ESD-Systeme, Plattform-Energiemanagement, Brand- und Gasmelder – laufen fast immer auf redundanten (dualen) SPS-Konfigurationen.

Zertifizierung für explosionsgefährdete Bereiche: Jedes Feldgerät und viele SPS-Module benötigen eine Zertifizierung für explosionsgefährdete Bereiche (ATEX, IECEx, UL-Klassifizierung für Klasse 1 Div 1/2). Dies schränkt das verfügbare Hardware-Ökosystem erheblich ein.

Langfristige Unterstützung: Raffinerien sind 30-40 Jahre lang in Betrieb. Investitionen in die Automatisierung müssen über Jahrzehnte hinweg unterstützt werden können, auch während Anlagenstillständen, wenn größere Modernisierungen durchgeführt werden.

Abschluss

In der Öl- und Gasindustrie werden SPS-Systeme eher nach Zertifizierung, Redundanz und bewährter Zuverlässigkeit als nach reinen Leistungskennzahlen ausgewählt. Das Verständnis der Rolle von SPS-Systemen im Upstream-Midstream-Downstream-System hilft Ingenieuren, die passende Plattform für jede Anwendung zu spezifizieren – und zu erkennen, warum bestimmte, in der diskreten Fertigung überteuerte Optionen in der Prozessindustrie völlig sinnvoll sind.

Häufig gestellte Fragen

F: Warum verwendet die Öl- und Gasindustrie immer noch ältere SPS-Plattformen?

A: Die Zertifizierungszyklen in der Öl- und Gasindustrie sind lang – typischerweise drei bis sieben Jahre von der Plattformauswahl bis zur ersten Inbetriebnahme. Nach der Zertifizierung für Gefahrenbereiche und der Genehmigung durch den Betrieb erfordert ein Plattformwechsel ein vollständiges Rezertifizierungsverfahren. Dies führt zu einer starken Tendenz, etablierte Plattformen zu bevorzugen.

F: Worin besteht der Unterschied zwischen einer SPS und einer RTU in Rohrleitungsanwendungen?

A: Eine RTU (Remote Terminal Unit) ist eine spezielle SPS-Variante, die für die SCADA-Integration optimiert ist – typischerweise besser geeignet für Telemetrie über große Entfernungen, geringeren Stromverbrauch und einen größeren Umgebungsbereich. Viele moderne RTUs sind im Wesentlichen robuste SPSen, die SCADA-Protokolle wie DNP3 oder IEC 61850 ausführen.

F: Warum ist die Anti-Surge-Kontrolle für Kompressor-SPS so wichtig?

A: Kompressor-Pumpen ist eine plötzliche Strömungsumkehr, die Laufräder innerhalb von Sekunden zerstören kann. Um Pumpen zu verhindern, sind Reaktionszeiten erforderlich, die schneller sind als ein Standard-SPS-Scan – typischerweise realisiert durch spezielle Firmware oder Interrupt-Routinen mit hoher Priorität. Eine zu langsame Reaktion führt zu katastrophalen Anlagenschäden.

F: Welche Zertifizierungen für explosionsgefährdete Bereiche benötigen Offshore-SPS-Module?

A: Elektronische Geräte auf Offshore-Plattformen benötigen in der Regel eine ATEX/IECEx-Zertifizierung der Zone 1 oder Zone 2. In den USA gelten die UL-Klasse-1-Division-1- oder Division-2-Zertifizierungen. Jedes in explosionsgefährdeten Bereichen installierte Modul – Eingangskarten, Ausgangskarten, Kommunikationsmodule – muss über die entsprechende Zertifizierung verfügen.

F: Wie gehen Raffinerien mit der Cybersicherheit von SPS-Systemen um?

A: Raffinerien setzen zunehmend die industriellen Cybersicherheitsstandards IEC 62443 um. SPSen werden über DMZs von den Unternehmensnetzwerken isoliert, und industrielle Firewalls kontrollieren den Zugriff auf SCADA-Systeme. Viele Betreiber implementieren mittlerweile Deep Packet Inspection (DPI) für die SPS-Kommunikation, um unautorisierte Befehle zu erkennen.

Verwandte Produkte

· [Siemens PLCs](https://www.tztechio.com/siemens) — S7-400H, S7-1500

· [Schneider Electric PLCs](https://www.tztechio.com/allen-bradley) — Modicon, Quanten

· [ABB PLCs](https://www.tztechio.com/abb) — AC500, System 800xA

· [Industriesensoren](https://www.tztechio.com/bently-nevada— Druck-, Temperatur- und Füllstandsmessumformer