Автоматизированный учёт энергоресурсов в нефтегазовой отрасли: цели, задачи, решения

Зачем нужен учёт?

В нефтегазовой промышленности затраты на энергоресурсы, в частности, на электроэнергию составляют значительную часть производственных расходов: на добывающих предприятиях соотношение достигает 50%. Неудивительно, что отраслевые игроки стремятся снизить этот показатель. С одной стороны, энергоэффективность объявлена приоритетной задачей на государственном уровне, в связи с чем реализуются соответствующие целевые программы. С другой стороны, сокращая потребление энергоресурсов, предприятие снижает издержки, что особенно актуально в текущей экономической ситуации: стоимость энергоносителей неуклонно возрастает.

Существуют два основных направления для экономии на энергоресурсах. Во-первых, закупать их по более низким ценам на оптовом рынке. Во-вторых, повысить эффективность их использования - выявить и устранить потери и излишки потребления, оптимизировать режимы работы оборудования и всех ТП. В обоих случаях необходимы современные инструменты - автоматизированные системы учёта.

Виды учётных систем

Для выхода на оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) промышленная компания обязана внедрить автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ или АСКУЭ). Сертификацию таких систем осуществляет регулятор ОРЭ - некоммерческое партнерство "АТС". Помимо решения основной задачи - экономии за счет оптовых цен, учетная система также служит средством для регулирования споров по объемам и качеству снабжения (соблюдению договорных обязательств), так как измеряемые данные передаются и поставщику электроэнергии.

Видеть полную картину энергопотребления на предприятии с детализацией по цехам и участкам вплоть до каждой единицы оборудования в режиме реального времени позволяет автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ). Получаемые данные способствуют не только повышению энергоэффективности, но и снижению себестоимости продукции.

В общем случае можно контролировать потребление не только электроэнергии, но и любых необходимых для производства энергоресурсов - воды или пара, мазута, угля и других видов топлива. Автоматизированная система технического учета энергоресурсов (АСТУЭР) создает основу для регулирования взаимоотношений (в том числе финансовых расчетов) с поставщиками и другими потребителями, например, дочерними предприятиями холдинга.

Наконец, ещё одна важнейшая задача промышленного предприятия - обеспечить бесперебойное энергоснабжение технологических подразделений, предотвратить возникновение инцидентов и аварийных ситуаций в работе энергохозяйства или минимизировать их число. Балансировать нагрузки и контролировать критичные параметры технологических процессов призвана автоматизированная система диспетчерского телеуправления (АСДТУ).

Поскольку перечисленные системы решают смежные задачи и используют одну и ту же инфраструктуру (счетчики, каналы связи, серверы для обработки данных), зачастую их внедряют и эксплуатируют совместно, единым комплексом. Кроме того, для полноценного включения в общий ИТ-ландшафт предприятия эти решения интегрируются с корпоративными управленческими (ERP) и аналитическими (BI) системами. Такая связка позволяет выявлять тенденции, строить прогнозы и планировать потребление энергоресурсов в будущих периодах.

Состав и возможности АСКУЭ

Все системы учёта схожи по своей структуре. В качестве примера можно рассмотреть схему построения АСКУЭ - многоуровневой системы с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений. Как правило, АСКУЭ имеет три уровня:

На всех уровнях формируется система обеспечения единого времени (СОЕВ).

Основные функции АСКУЭ:

В зависимости от масштаба предприятия и решаемых задач проектирование и создание учетной системы занимает 3…24 мес. Средний срок реализации проекта составляет 6 мес.

Учет полезен - доказано практикой

В 2012-2013 гг. специалисты компании "Энвижн Груп" спроектировали и внедрили комплексную систему учета электроэнергии в одном из крупнейших нефтегазовых холдингов России. Решение совместило функционал АСКУЭ, АСТУЭ и АСДТУ, которые в совокупности охватывают порядка 6 тыс. точек учета, в том числе более 3 тыс. трансформаторных подстанций. За 18 мес. был выполнен полный цикл работ.

1. Проектно-изыскательские работы (ПИР): предпроектное обследование; разработка проектной и рабочей документации; экспертиза АСКУЭ в НП "АТС".

2. Строительно-монтажные работы (СМР): поставка оборудования; строительные работы на подстанциях (ОРУ 110…35 кВ); монтаж средств учета электроэнергии, средств автоматизации и средств связи.

3. Пусконаладочные работы (ПНР):

Кроме того, создано порядка 40 консолидированных отчетов для оперативной деятельности департамента энергетики и произведена интеграция АСКУЭ с корпоративной управленческой системой SAP ERP, аналитической системой SAP BI, а также с несколькими системами автоматизации нефтедобычи.

Для успешного решения поставленных задач проектной команде пришлось преодолеть ряд технических и организационных препятствий. Среди первых можно упомянуть замену оборудования, не соответствующего требованиям стандартов. Система учета проходит сертификацию только тогда, когда обеспечивает определенный уровень погрешности. Именно для этого осуществляется поверка всех измерительных приборов, входящих в систему. В данном случае пришлось заменить ряд трансформаторов 35-10-6 кВ на аналогичные, допущенные к применению в РФ.

Наглядным примером сложностей второго рода служит организация надежной связи. Если для измерения показателей достаточно GPRS-каналов, то для обеспечения диспетчеризации требуются каналы с более высокой пропускной способностью, например УКВ или беспроводной широкополосный доступ (БШПД). В данном проекте было реализовано смешанное решение - комбинированная УКВ и БШПД-связь в зависимости от географических условий расположения объектов.

К основным результатам проекта можно отнести:

Перспективные направления развития учётных систем

Управление технологическими процессами. Если на предприятии уже внедрена АСТУЭ или АСДТУ, то ее инфраструктуру можно эксплуатировать для передачи и анализа дополнительных данных. Учитывать и контролировать можно не только расход энергоресурсов, но и любые параметры, которые поддаются измерению на промышленных предприятиях. Например, на нефтегазодобывающих предприятиях к ним относятся температура и объем продукции, расход побочных продуктов, компонентный состав многофазных жидкостей и т.д. Как и в случае с учётом энергоресурсов, полученная информация используется для планирования и прогнозирования, а значит, повышает общую эффективность деятельности компании.

Создание систем экологической и гражданской безопасности. Если систему диспетчеризации дополнить аналитическими инструментами и средствами оповещения экстренных служб, например МЧС, то получится структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений (СМИС). Она служит для проведения мероприятий по гражданской обороне или по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Подробные требования к решениям этого класса изложены в стандарте ГОСТ Р 22.1.13-2013.

Интеграция с геоинформационными системами (ГИС). Стандартный набор средств диспетчеризации, включаемых в АСДТУ, можно дополнять инструментами других решений. Многие предприятия нефтегазовой промышленности имеют территориально распределенную структуру, которая порой охватывает несколько регионов. Для централизованного мониторинга таким компаниям пригодятся средства визуализации ГИС.

Импортозамещение. В последнее время в российской экономике наметилась тенденция по замене импортной продукции на отечественную. При создании и эксплуатации автоматизированных систем учета эта тенденция не только актуальна, но и вполне реальна, так как российские производители предлагают широкий спектр необходимого оборудования и ПО.

Список литературы:

www.nvg.ru