Построение интегрированной системы управления АГНКС

Построение интегрированной системы управления АГНКС

С.В. Сальников, директор ООО Фирма «Калининградгазприборавтоматика»,

Р.Е. Сарма, инженер технического отдела

ООО Фирма «Калининградгазприборавтоматика»,

Е.А. Кислый, зам. начальника управления по работе с предприятиями ТЭК -начальник отдела по работе с группой компаний «Газпром» и корпоративными клиентами ПАО «Газпром автоматизация»

В рамках реализации программы развития газозаправочной сети ПАО «Газпром» темпы ввода в эксплуатацию АГНКС в последние годы существенно возросли. Для эффективного управления разветвленной сетью газозаправочных станций требуется внедрение интегрированных систем управления на всех уровнях автоматизации. В данной статье представлен опыт создания таких систем, построенных на основе программно-технического комплекса «Неман-Р», обеспечивающих надежную и эффективную эксплуатацию технологического оборудования АГНКС. Отражены основные принципы построения интегрированных систем, а также особенности реализации технического и программного обеспечения для объектов газозаправочной инфраструктуры.

__Ключевые слова:

импортозамещение, система, автоматика, управление, АГНКС, газомоторное топливо, компрессор, осушка, колонка, контроллер, Fastwel I/O, программное обеспечение, защита, проектирование, распределенная централизованная унификация.

настоящее время в ходе решения стратегической задачи комплексного внедрения газомоторной техники в России активно развивается газозаправочная инфраструктура. Основными направлениями роста газозаправочной сети являются реконструкция действующих и строительство новых автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) [1].

Рациональный выбор структуры и технических решений при создании интегрированной автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) АГНКС с учетом особенностей станций как объектов

управления - это один из источников повышения эффективности инвестиций в газозаправочную инфраструктуру. С точки зрения автоматизации в сравнении, например, с жидкотопливны-ми заправочными станциями АГНКС являются более сложными объектами, так как совмещают две функции: производственно-технологическую по приготовлению товарного сжатого газа из сырого газа, поступающего на эти станции, и распределение товарного газа (заправка автотранспортных средств).

Производственно-технологическая функция реализуется следующими технологическими процессами:

'**оци»Г'

1Т-технологии

шиш

\

50

• очистка в сепараторе и фильтрах сырьевого газа от капельной жидкости и механических примесей;

• технологический учет газа на входе АГНКС;

• компримирование до 25 МПа в компрессорных установках (поршневые электро- и газоприводные, гидропоршневые и т.д.) с охлаждением после каждой ступени сжатия [2];

• осушка газа от влаги в блоке осушки - согласно нормативу [3] концентрация паров воды в природном топливном газе для двигателей внутреннего сгорания должна быть не более 0,009 г/м3, что соответствует номинальной температуре точки росы -60 °С (как правило, без дополнительного осушения таких характеристик товарного газа достичь невозможно);

• хранение в аккумуляторах при 25 МПа и распределение через газозаправочные колонки при давлении 20 МПа.

Для реализации подготовленный газ из системы аккумуляторов подается к заправочной колонке по одной, двум или трем линиям в зависимости от

исполнения блока аккумуляторов. Заправка осуществляется последовательным способом: сначала используется линия низкого давления до момента, когда давление в баллонах автомобиля достигает установленного порога, затем происходит переключение на линию высокого давления.

При планомерном развитии сети АГНКС одной из основных задач организации газораспределения, решаемой с помощью информационно-управляющих систем различных уровней предприятия (рис. 1), является эффективное управление ресурсами. На уровне АСУ ТП АГНКС обеспечивается оперативный учет энергоресурсов (электроэнергия, газ), а также передача необходимых данных в систему дистанционного диспетчерского управления для выявления дисбаланса, возникающего при физическом учете объема поставок газа от поставщика к потребителю - основного показателя АГНКС [4].

Базовым механизмом управления ресурсами стали информационные технологии, реализуемые в специализированных БИР-системах. Они позволяют

Рис. 1. Уровни автоматизации АГНКС

Рис. 2. Структурная схема распределенной АСУ ТП АГНКС на базе ПТК «Неман-Р»: АРМ - автоматизированное рабочее место; БКУ - блок компрессорной установки; БОГ - блок осушки газа

связать в единую систему бизнес-процессы, информацию, внешние отношения предприятия и функции менеджмента - от определения целей до контроля исполнения. Это оперативный уровень управления предприятием, поэтому для его качественного функционирования следует обеспечить передачу необходимой информации о состоянии технологического оборудования и параметров станции.

С учетом указанных особенностей АГНКС как объекта управления создаваемые на станциях АСУ ТП целесообразно строить как многоуровневые системы для обеспечения следующих функций:

• интеграцию всех подсистем АГНКС, функционирующих на уровне технологических установок, и управление ими как единым производственно-технологическим комплексом;

• комплексное обеспечение безопасности на уровне станции;

• обработка данных и взаимодействие с информационно-управляющими

системами уровня предприятия.

Пример структурной схемы АСУ ТП АГНКС на базе ПТК «Неман-Р», реализованной с учетом указанных выше принципов, представлен на рис. 2.

В зависимости от комплектности поставки технологического оборудования и оснащения их локальными системами управления (ЛСУ) АСУ ТП АГНКС может иметь централизованную или распределенную архитектуру. При построении распределенной системы задачи контроля и управления отдельными установками реализуются в локальных контроллерах, размещенных в непосредственной близости от управляемого оборудования. На уровне АСУ ТП при этом выполняются комплексные алгоритмы для обеспечения взаимосвязанной работы всех подсистем и управления общестанционным оборудованием, а также реализуются функции защиты станции (по сигналам загазованности, пожара, выхода параметров режима за допустимые пределы).

1Т-технологии

ж\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\ч

При централизованной схеме все функции осуществляются в контроллере АСУ ТП.

Кроме ЛСУ в общестанционную систему интегрируются интеллектуальные устройства учета газа и электроэнергии, прибор измерения влажности газа, а также POS-система. Таким образом, на уровне станции создается единое информационное пространство и долговременный архив технологических данных. В дальнейшем эти данные используются для анализа состояния технологического оборудования и эффективности работы станции, в том числе для расчета баланса газа, приходящегося на поставщиков, потребителей и собственные нужды АГНКС, и оценки энергоэффективности станции (затраты потребленной активной мощности на производство 1 м3 компримированного газа) [5].

Рис. 3. АГНКС-100 производства ПАО «Газпром автоматизация»

Независимо от архитектуры АСУ ТП построение системы на базе единого программно-технического комплекса имеет ряд преимуществ. В этом случае обеспечиваются снижение затрат за счет исключения дублирования функций, унификация программных и технических средств на различных уровнях автоматизации. Реализация данной схемы может быть выполнена путем кооперации заводов, производящих технологическое оборудование, и системных интеграторов, реализующих АСУ ТП. Наиболее перспективным в данном варианте является сотрудничество с отечественными предприятиями.

В настоящее время дочерние общества ПАО «Газпром автоматизация» -ООО Завод «Саратовгазавтоматика», ООО Завод «Калининградгазавтома-тика» и ООО Фирма «Калининградгаз-приборавтоматика» - реализуют проект (рис. 3) по разработке блочно-комплект-ной АГНКС на 100 условных заправок в сутки с применением компрессора АГШ-9/7-250 производства ОАО «Уральский компрессорный завод», блока осушки УПИГ-500А производства ООО «Сервис» и заправочных газовых колонок «Эталон» собственного производства.

В данном проекте предусмотрено применение централизованной АСУ ТП, в которой реализуются функции контроля и управления всеми подсистемами блочной АГНКС, в том числе:

• управление силовой компрессорной установкой, вспомогательным оборудованием, запорной арматурой АГНКС и блоком осушки газа;

• автоматическая защита АГНКС по значениям технологических параметров с сигнализацией предаварийных и аварийных ситуаций на панели оператора;

• автоматический сбор и обработка информации о работе АГНКС, представленной на панели оператора в виде мнемосхем, таблиц и графиков;

Рис. 4. АСУ ТП блочной АГНКС на базе ПТК «Неман-Р»: а - общий вид шкафа автоматики; б - контроллер на базе Fastwel I/O; в - пример видеокадра панели оператора

• интеграция приборов учета расхода газа, а также взаимодействие с системами контроля влажности газа с целью оптимизации работы блока осушки АГНКС;

• автоматическая самодиагностика комплекса программно-технических средств, в том числе плат контроллера, системной шины контроллера и локальной сети с формированием аварийных сообщений.

Для реализации рассмотренной концепции построения АСУ ТП АГНКС нашей компанией применен сертифицированный и опробованный на объектах ПАО «Газпром» программно-технический комплекс «Неман-Р», предназначенный для построения как централизованных, так и распределенных систем. В составе комплекса применяются такие ключевые позиции как промышленные контроллеры Fastwel I/O (ЗАО «НПФ «Доломант», г. Москва), панель оператора (ООО «Производственное объединение

ОВЕН», г. Москва), источники питания (ООО «КВ Системы», г. Воронеж) и SC ADA- система (ООО «ИнСАТ», г. Москва).

На рис. 4 показаны примеры щитов автоматики и панели оператора из состава АСУ ТП АГНКС, реализованных на базе ПТК «Неман-Р».

С помощью библиотеки серверов ввода/вывода в составе ПТК «Неман-Р» все подсистемы интегрируются в общестанционную АСУ ТП. ЛСУ могут подключаться по протоколам Modbus (TCP, RTU, ASCII) через последовательные линии связи RS-485, RS-422, RS-232 или по Ethernet, а также по шинам Profibus, Profinet, Ethernet/IP. Счетчики электрической энергии (Меркурий-230, СЭТ-4), корректоры расхода газа (ЕК270, Логика СПГ, TurboFlow и др.) подключаются к серверу АСУ ТП по открытым протоколам обмена либо через специализированные ОРС-серверы.

'**оци»Г'

1Т-технологии

шиш

\

Рис. 5. Интеграция АСУ ТП в систему верхнего уровня

Передача массива данных от POS-системы может быть реализована средствами баз данных по каналам OPC DA/UA или через форматированный XML-файл.

В составе серверной части АСУ ТП АГНКС штатно предусматриваются необходимые программно-технические средства, образующие интеграционную платформу, которая может быть использована при проектировании системы верхнего уровня (рис. 5). Конфигурация интеграционной платформы сформирована с соблюдением требований стандартов ПАО «Газпром» к информационной безопасности с использованием опыта ПАО «Газпром автоматизация» при реализации вертикально интегрированных решений АСУТП-СОДУ-ИУС. Взаимодействие с верхним уровнем осуществляется

через межсетевой экран по каналу связи OPC UA или средствами СУБД.

Комплексный подход к проектированию систем автоматизации АГНКС обеспечивает прирост эффективности работы станции за счет ряда факторов, определяющих совокупный эффект от автоматизации.

На уровне технологических установок такими факторами являются:

• повышение надежности оборудования за счет непрерывного контроля и реализации автоматических алгоритмов управления и защиты, роста стабильности протекания технологических процессов, снижения вероятности ошибочных действий персонала;

• повышение качества товарного газа за счет применения оптимальных алгоритмов его осушки и контроля влажности;

• снижение потерь газа за счет применения современных методов измерения его расхода;

• снижение стоимости средств автоматики за счет оптимизации технических решений и исключения их избыточности.

На уровне станции:

• повышение эффективности работы оператора и ускорение выполнения технологических операций, как следствие - снижение риска упущенной выгоды от простоя оборудования;

• унификация применяемых программно-технических средств на всех уровнях управления, что снижает издержки, а также потребность в ЗИП и людских ресурсах для обслуживания системы управления.

На уровне предприятия:

• повышение надежности оборудования путем активного технического обслуживания, которое подразумевает вывод оборудования из работы за счет своевременного выявления негативных тенденций, не дожидаясь аварийных режимов, планирование периодичности, объемов ремонта и технического обслуживания исходя из фактического износа оборудования (планирование

по техническому состоянию);

• оптимизация затрат на техническое обслуживание, которая предполагает досрочное их планирование по каждой единице оборудования, а также планирование инвестиций в оборудование с учетом фактического состояния активов, обоснованное принятие решений о продлении эксплуатации или замене оборудования на основе оценки технического состояния, остаточного ресурса и рисков;

• управление материально-производственными запасами (масло, запасные части, расходные материалы);

• снижение коммерческих и технологических потерь за счет анализа небаланса расхода газа и автоматизация учета расхода газа по нормативам;

• анализ загрузки мощностей и оптимизация затрат на их развитие.

Предложенные решения разработаны с целью максимального соответствия интересам заказчика в долгосрочной перспективе. Они обеспечивают повышение эффективности инвестиций в инфраструктуру и должны стать одним из элементов решения задачи по развитию рынка газомоторных топлив.

Литература

1. Стратегия развития рынка газомоторного топлива Российской Федерации // Газовая промышленность. - 2015. - № 53 (728). - С. 10-15.

2. ВРД 39-2.5-082-2003 «Правила технической эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций».

3. ГОСТ 27577-2000 «Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия».

4. Люгай С.В., Перетряхина В.Б., Гнедова Л.А., Гриценко К.А. О нормировании эксплуатационных затрат на АГНКС // Транспорт на альтернативном топливе. -2010. - № 1 (13). - С. 30-33.

5. СТО Газпром 2-1.22-175-2007 «Нормы эксплуатационных расходов на производство компримированного природного газа».