Автоматизированная система управления резервуарным парком нефти и нефтепродуктов

  Резервуарные парки нефти и нефтепродуктов в составе топливо-энергетического комплекса России играют важную технологическую роль, применяются как на нефтепродукто- и нефтетранспортных предприятиях АК «Транснефть», так на всех нефтеперерабатывающих заводах, транспортных перевалочных комплексах. Резпарки относятся к категории взрыво- и пожароопасных объектов, содержащих существенные объемы нефти, продуктов ее переработки. Поэтому эксплуатация этих технологических сооружений должна соответствовать действующим федеральным нормам. Необходимо отметить, что контроль уровня взлива, температуры, качества продуктов в резервуаре ручным способом силами дежурного персонала не обладает необходимой оперативностью, увеличивает операционные затраты предприятия. Управление задвижками по месту также не отличается быстротой, безопасностью, необходимой в случае незамедлительного предотвращения развития аварийной ситуации. Кроме этого, действующие нормативные требования обязывают нефтетранспортные, нефтеперерабатывающие предприятия оснащать РП АСУ для обеспечения их безопасной эксплуатации. Только современная АСУ ТП резервуарного парка на базе микропроцессорных средств гарантирует экономически эффективную эксплуатацию технологического оборудования. ООО «КУБТРОНИКС» специализируется на создании, а также внедрении автоматизированных систем, выполняя полный цикл работ: от создания до ввода в эксплуатацию с последующим техническим сопровождением. В нашем портфолио имеются реализованные проекты автоматизированных систем хранения нефти, управления РП, на примере которых мы подготовили эту информацию. Ознакомится с некоторыми из проектов можно на странице «Нефтехимическая промышленность»

  Не секрет, что разработка любой подсистемы управления, в том числе для резпарка нефти, — это многостадийный производственный процесс, который требует понимания как технологии создания автоматизированных систем, так технологии приемки, хранения, отгрузки нефти, нефтепродуктов. Каждый этап работ имеет конкретные задачи, результаты, критерии качества. Правильная организация работ позволяет исключить срыв срока внедрения, избежать изменений проекта «в поле», «на коленках». Контроль на каждой стадии гарантирует итоговую работоспособность внедряемой системы хранения нефти требованиям проектной, рабочей, нормативной документации.

  Также на основании технического задания формируется комплект документации, состоящий из несколько разделов. По требованию заказчика комплект документов может быть изменен в пределах действующих нормативных документов. Как правило, состав документов следующий:

  Общесистемные решения:

• Ведомость технического проекта;
• Ведомость эксплуатационных документов;
• Ведомость держателей подлинников;
• Формуляр;
• Общее описание;
• Описание постановки задач;
• Схема организационной структуры;
• Схема функциональной структуры;
• Ведомость покупных изделий;
• Описание автоматизируемых функций;
• Пояснительная записка к техническому проекту;
• Методика поиска, устранения возможных отказов (неисправностей);
• Руководство по техническому обслуживанию;
• Руководство по эксплуатации, техническому обслуживанию;
• Программа, методика испытаний;
• Проектная оценка надежности;
• Локальный сметный расчет;
• Локальная смета.

  Программное обеспечение:

• Ведомость эксплуатационных документов;
• Спецификация ПО;
• Текст программы;
• Руководство программиста среднего уровня;
• Руководство программиста верхнего уровня;
• Руководство по внесению изменений;
• Руководство оператора;
• ПО для конфигурирования, настройки МПСА;
• IP адресация;
• Описание применения;
• Описание программного обеспечения;
• Руководство по инсталляции, настройке ПО;
• Руководство по операционной системе, сетевому обмену;
• Инструкция по защите информации;
• Ведомость держателей подлинников;
• Формуляр.

  Математическое обеспечение:

• Математическое обеспечение;
• Описание алгоритма (проектной процедуры).

  На основании разработанного комплекта документов выполняется дальнейшая работа:

• Комплектация, сборка щитового оборудования, поставка щитов заказчику,
• Программирование ПЛК,
• Разработка ПО верхнего уровня,
• Монтажные работы,
• Шеф-монтаж щитов, оборудования,
• Пуско-наладочные работы,
• Испытания,
• Ввод в эксплуатацию.

  После ввода в эксплуатацию Заказчику передается актуализированный комплект исполнительной документации, программного обеспечения.

  Современная АСУ ТП резервуарного парка представляет собой многофункциональный комплекс оборудования, обеспечивающий непрерывный контроль, управление в автоматическом и ручном режимах. Необходимо обратить внимание, что система управления резервуарного парка реализуется по классической трехуровневой архитектуре:

• Нижний уровень (полевой) включает табло, сирены, сигнализаторы, датчики, исполнительные механизмы, первичные преобразователи сигналов, установленные как непосредственно на технологическом оборудовании, так внутри помещений ЩСУ, операторной.
• Средний уровень состоит из контроллеров, нормирующих преобразователей, коммуникационного оборудования, размещенных в щитах управления. Щиты располагаются внутри помещений контроллерных, операторных, специально подготовленных для этого.
• Верхний уровень — это серверы СКАДА, АРМ операторов и диспетчеров.

  Взаимодействие между указанными уровнями обеспечивается интерфейсами:

  Полевые интерфейсы:

• токовая петля,
• Hart,
• Foundation Fieldbus.

  Сетевые интерфейсы, протоколы:

• Modbus plus,
• Modbus RTU,
• Modbus/TCP,
• Profibus,
• Profinet.

  Следует учитывать, что автоматизированная система управления функционально разделяются на две подсистемы: технологическую и противоаварийных защит. К каждой из подсистем предъявляются свои требования как по подключению приборов, структуре, так по алгоритмам и уровню надежности.

  В качестве управляющих устройств применяются программируемые логические контроллеры.

  Контроллеры обрабатывают сигналы от датчиков/сигнализаторов в режиме реального времени, выполняют алгоритмы блокировок, защит, управляют электроприводными задвижками. С каждой задвижки подключаются концевые выключатели положений "открыто"/"закрыто", сигналы о срабатывании моментного выключателя. В большинстве случаев в приводе задвижки также имеются обобщенный сигнал аварии или неисправности задвижки и отсутствия энергоснабжения. От интеллектуальных задвижек с контролем местного режима управления передается соответствующий сигнал режима. Могут подключаться сигналы выполнения команд «Задвижка открывается» / «Задвижка закрывается» из ЩСУ.

  Ранее российские предприятия применяли ПЛК ведущих зарубежных исполнителей средств автоматизации. Например, АК «Транснефть» внедряла системы управления резервуарными парками на основе продукции Schneider Electric. Нефтезаводы, перевалочные комплексы Краснодарского края, Ростовской области имеют АСУ ТП резервуарного парка с ПЛК Allen-Bradley или Siemens.

  Но после 2022 года произошли коренные изменения, связанные с разрешенной к применению микропроцессорной техникой для автоматизации парков нефти и нефтепродуктов. Так как комплекс оборудования АСУ ТП РП относится к объектам критической информационной инфраструктуры, то сейчас в его составе могут применяться только доверенные программно-аппаратные комплексы (ПАК) — это отечественные технические решения, которые отвечают нормам технологической независимости. Требования к ПАК установлены постановлением Правительства РФ No 1912 от 14 ноября 2023 года. ПАК признаётся доверенным в случае выполнения трёх условий, а именно:

• Наличие сертификата ФСТЭК и/или ФСБ, если ПАК реализует функции защиты информации, такие как парольная защита, шифрование данных.
• Нахождение в реестре российской радиоэлектронной продукции Минпромторга.
• Наличие программного обеспечения в едином реестре российских программ Минцифры или в реестре программ государств Евразийского экономического союза.

  В настоящий момент на всех российских объектах критической информационной инфраструктуры запланированы и выполняются работы по замене ранее установленных программно-аппаратных средств западных марок, не являющихся доверенными ПАК, на соответствующую продукцию российского производства.

  Вне зависимости от марки применяемого ПЛК основные задачи АСУ ТП резервуарного парка следующие:

• обеспечение безопасности технологических операций,
• снижение эксплуатационных затрат,
• исключение потерь продуктов,
• эффективное использование емкости РП,
• автоматическое, дистанционное управление технологическим оборудованием.

  Указанные задачи решаются за счет функций:

• измерения уровня нефти и нефтепродуктов,
• получения данных от системы учета,
• измерения температуры, (включая многоточечные датчики температуры),
• измерения давления продукта,
• контроль уровня загазованности,
• контроль аварийных (предельных) минимальных, максимальных уровней,
• контроль состояния задвижек, насосов,
• управление задвижками, насосами,
• связь с автоматической системой пожаротушения,
• включение световой, звуковой сигнализаций.

  Дополнительные сервисные функции АСУ — это регистрация технологических параметров, сообщений, то есть ведение электронного архива. Эти функции выполняется средствами СКАДА на АРМ (на базе персонального компьютера). SCADA (система диспетчерского контроля и управления) обеспечивает визуализацию технологических процессов, архивирование данных, формирование отчетов. Именно СКАДА-системы предоставляют оператору в режиме реального информацию о состоянии оборудования на мнемосхемах, графики изменения аналоговых (измеренных) параметров, сообщения о времени возникновения того или иного события. Опыт нашей фирмы показывает, что унифицированные экранные формы, разработанные в соответствии с утвержденным регламентом или проектной документацией, обеспечивают удобство эксплуатации АСУ и безошибочные действия оперативного персонала.

  Стоимость выполнения работ по автоматизации резервуарного парка определяется общей трудоемкостью разработки проекта, которая зависит от множества факторов, например:

• количества резервуаров, их объема;
• технологической обвязки емкостей, количества маршрутов транспортировки;
• количества задвижек;
• принятой схемы управления задвижками;
• наличия насосной внутрипарковой перекачки нефти и нефтепродуктов;
• количества насосов внутрипарковой перекачки;
• наличия и оснащенности насосной откачки утечек;
• сложности системы учета нефти и нефтепродуктов, с которой интегрирована АСУ;
• количества установленных датчиков загазованности;
• сетевой структуры;
• исполнения проекта верхнего уровня: с резервируемым сервером или без.

  Правильная организация работ позволяет при том же бюджете внедрить АСУ с наилучшими характеристиками по точности измерений, надежности работы, ремонтопригодности.

  Из указанных параметров ключевыми ценообразующими факторами все же выступают:

• количество резервуаров,
• номинальный объем резервуаров,

так как они определяют размеры технологического объекта. Например, РП из 4 стальных резервуаров по 1000 м3 потребует принципиально меньших затрат на организацию системы связи, энергоснабжения, прокладку кабельных линий, чем нефтебаза из нескольких резервуаров емкостью 50 000 м3, примером которой может служить НБ «Грушовая» ПНБ Шесхарис АО «Черномортранснефть» - крупнейшая в Европе.

  При разработке, внедрении АСУ необходимо учитывать, что все пространство внутри обвалования резервуаров является взрывоопасной зоной. Это требует применения взрывозащищенного электрооборудования с соответствующим уровнем и классом защиты, что также увеличивает стоимость проекта по сравнению, например, с ценой автоматизаций резервуаров хранения воды.

  Отдельная статья затрат — это интеграция АСУ ТП с учетными подсистемами для передачи информации о параметрах, объеме, массе принятых или отгруженных нефтепродуктов. Как правило, это отдельная задача, финансирование которой предусматривается бюджетом по сопровождению учетных задач.

  Структура затрат типового проекта системы управления резервуарного парка условно распределяется следующим образом в процентах от всего бюджета:

• проектные работы от 2 до 5%,
• оборудование и материалы от 20 до 40%,
• разработка проекта и программирование порядка 25...50%,
• монтаж и пусконаладка в диапазоне 10...20%.

  Экономический эффект от внедрения автоматизации резервуарного парка формируется за счет нескольких факторов:

1. Во-первых, автоматизация внутрипарковых маршрутов транспортировки нефтепродуктов исключает перемешивание продуктов разных групп, то есть полностью исключаются потерю качества продукции при хранении.
2. Во-вторых, за счет сокращение штата оперативного персонала парка, так как управления задвижками, насосами выполняется централизованно из операторной с АРМ без необходимости физического перемещения по территории РП.
3. В-третьих, предотвращение возможной аварийной ситуации от розлива нефти, нефтепродукта через поврежденный технологический элемент (задвижку, фланец, корневой вентиль и т.д.) за счет постоянного контроля уровня загазованности парами нефти и нефтепродуктов в каре резервуаров.
4. В-четвертых, исключение потерь от перелива емкостей за счет резервированной подсистемы контроля верхнего аварийного уровня в том числе средствами подсистемы ПАЗ.
5. В-пятых, безаварийная эксплуатация насосного оборудования, своевременное отключение в случае обнаружения ненормативных значений параметров: температуры подшипников насоса, давления на выходе насоса, утечек через торцевые уплотнения и т.д.

  Предотвращение аварийных ситуаций (переливов, возгораний, утечек) снижает не только затраты на ликвидацию этих последствий, но также исключает штрафы от надзорных органов: экологических инстанции, служб промышленной, энергетической безопасности.