Модернизация системы телеметрии узлов учёта газа
Ещё несколько лет назад сбор данных со счётчиков газа и приборов контроля различных технологических параметров на первом и втором уровнях единой системы газоснабжения и учёта газа осуществлялся только визуально, то есть для получения информации следовало выполнять обход объектов учёта.
Ещё несколько лет назад сбор данных со счётчиков газа и приборов контроля различных технологических параметров на первом и втором уровнях единой системы газоснабжения и учёта газа осуществлялся только визуально, то есть для получения информации следовало выполнять обход объектов учёта. Как правило, это происходило лишь раз в месяц, либо диспетчерские службы пользовались информацией, передаваемой по телефону ответственными лицами, находящимися на объектах газоснабжения. Подобный метод сбора информации является не только наиболее затратным, но и наименее объективным, так как возможны ошибки в процессе снятия и передачи данных. Актуальность и достоверность полученных данных находились, соответственно, на низком уровне, что в свою очередь являлось одной из причин небаланса при расчётах между поставщиком и потребителем газа.
Сегодня своевременный сбор и анализ данных по потреблению газа на региональном уровне играет огромную роль. Ввиду большого количества потребителей делать это качественно и быстро позволяют лишь информационные системы, работающие в автоматизированном режиме.
Одним из первых таких проектов автоматизации учёта газа стала программа АСКУГ (сокр. от «автоматизированная система коммерческого учёта газа»). Она началась в региональных газовых компаниях в 2005 году. В рамках программы во всех регионах РФ осуществлялась модернизация парка промышленных узлов учёта газа, установленных у основных потребителей, или установка собственных дублирующих узлов учёта газа. Одновременно производилось оснащение этих узлов учёта средствами телеметрии и внедрение в региональных газовых компаниях систем автоматизированного опроса и диспетчеризации узлов учёта газа, биллинговых систем и других специализированных программных средств.
Перед разработчиками программы стояло несколько основных вопросов, которые необходимо было решить, в том числе:
- организация сбора данных с большого количества промышленных узлов учёта различных типов и модификаций;
- разработка и эксплуатация на региональном уровне программного обеспечения, обеспечивающего обработку, анализ полученных данных и их передачу в систему верхнего уровня;
- разработка и эксплуатация информационно-управляющей системы верхнего уровня, аккумулирующей информацию со всех регионов.
Все данные вопросы были решены. Для организации сбора данных и проведения анализа данных на региональном уровне было применено ограниченное количество типов аппаратно-программных комплексов телеметрии. В каждом регионе был применён аппаратно-программный комплекс одного типа. В состав данных комплексов входят универсальные контроллеры телеметрии, устанавливаемые на объекте и позволяющие считывать данные с основных типов электронных корректоров и вычислителей, применяемых в регионе, а также программное обеспечение, установленное на сервере региональной газовой компании и осуществляющее сбор и обработку данных по потреблению газа. Также это программное обеспечение позволяет передавать данные в систему верхнего уровня (рис. 1).
В качестве информационно-управляющей системы верхнего уровня была разработана и применяется система «ИУС-ГАЗ».
Построенная таким образом система телеметрии позволила свести в одно целое оперативную информацию по потреблению газа основными промышленными и коммунальными потребителями, как на уровне отдельного региона, так и на уровне всей страны в целом.
Сбор данных с бытовых счётчиков газа, относящихся к третьему уровню системы, как правило, выполняется в ручном режиме (визуально). Хотя в последнее время появились эффективные технические решения, позволяющие наладить автоматический сбор информации и в данном сегменте, и реализованные пилотные проекты показали очень хороший результат. Применение таких решений подробно описано в статье А.А. Турутина «Повышение достоверности и оперативности учёта газа в бытовом секторе с применением систем телеметрии» и в данной статье не рассматривается.
Наряду с успехами работы системы телеметрии можно отметить и ряд недостатков, выявленных в процессе эксплуатации. Не касаясь аспектов эксплуатации информационно-управляющей системы «ИУС-ГАЗ» верхнего уровня, рассмотрим вопросы, проявившиеся на уровне региона.
Во-первых, универсальные контроллеры телеметрии и в целом аппаратно-программные комплексы должны корректно работать с большим разнообразием приборов учёта газа, установленных у потребителей. Не только различные типы корректоров, но даже один тип корректора в зависимости от года выпуска часто имеет несколько версий программного обеспечения, которые могут содержать принципиальные отличия. Также необходимо принимать во внимание, что производители электронных корректоров активно предлагают рынку новые, более современные изделия. Все это требует постоянной технической поддержки и регулярного обновления аппаратно-программных комплексов.
Во-вторых, это техническая совместимость применяемых электронных корректоров и вычислителей и аппаратно-программных комплексов телеметрии. В некоторых случаях при применении универсальных контроллеров телеметрии корректоры объёма газа получали повреждения цепей питания и интерфейса, в связи с чем некоторые типы контроллеров подключались к корректорам ЕК260 и ЕК270 через модули серии БПЭК. Эти модули обеспечивают питание корректора и являются барьерами взрывозащиты по питанию и цепям интерфейса.
В-третьих, это не полный охват потребителей. Конечно, на момент начала действия системы телеметрии все основные потребители газа были в неё включены, однако, как и в любой работающей системе, регулярно производятся изменения,
в том числе подключения новых потребителей. Очень важно, чтобы их узлы учёта также оснащались контроллерами и информация с этих узлов учёта поступала в систему телеметрии. В случае отсутствия в системе информации обо всех потребителях газа автоматизированное сведение баланса по региону затруднено. Принцип работы аппаратно-программных комплексов, на которых основана система телеметрии, базируется на применении контроллеров телеметрии и не предусматривает вариантов получения информации с узлов учёта, на которых контроллеры телеметрии не установлены. В то же время, производители корректоров предлагают варианты снятия данных
с таких узлов учёта с помощью программного обеспечения, установленного на ноутбуки, например, программный комплекс «СОДЭК Стандарт» (рис. 2).
В-четвертых, универсальные контроллеры телеметрии и аппаратно-программные комплексы собирают основную информацию по потреблению газа и его параметрам, при этом часто не используя полные возможности корректоров и не считывая дополнительные сервисные данные, например архивы изменений, нештатных ситуаций и т.д. Собранной универсальным контроллером телеметрии информации достаточно, если нет никаких нештатных ситуаций в работе узла учёта, но в случае их возникновения необходимы дополнительные данные. В этом случае для сбора полной информации с электронных корректоров специалисты региональных газовых компаний применяют специализированное программное обеспечение. Например, для анализа работы узлов учёта газа с корректорами ЕК260, ЕК270, ТС215 и ТС220 применяются программные комплексы семейства «СОДЭК». В некоторых региональных газовых компаниях программный комплекс «СОДЭК Экстра» также устанавливается на сервере в региональной газовой компании и собирает данные с узлов учёта газа, не охваченных основной установленной системой телеметрии, или используется для контроля ее работы. Информация из базы данных программного комплекса «СОДЭК Экстра» передаётся в систему верхнего уровня «ИУС-ГАЗ». Таким образом, данные с узлов учёта газа, собираемые ПК «СОДЭК Экстра», интегрированы в систему телеметрии (рис. 3).
В-пятых, техническая реализация сбора данных по технологии GSM/CSD, заложенная в большинстве аппаратно-программных комплексов, при большом количестве подключённых потребителей не позволяет получать данные оперативно. Специфика работы такова, что требуется в небольшой промежуток времени считать данные со всех установленных приборов учёта газа. Существенное увеличение количества подключённых потребителей требует пропорционального увеличения количества применяемых модемных пулов и, соответственно, усложнения работы системы, что может привести к дополнительным ошибкам в работе. В настоящий момент появились новые технологии связи, позволяющие получать данные более оперативно и с меньшими финансовыми затратами.
Также в эксплуатации проявились некоторые программные недочёты аппаратно-программных комплексов, например, такие как пропуск данных за некоторые интервалы. Поскольку полнота данных — один из критериев достоверности учёта, то в рамках аппаратно-программных комплексов необходимо разработать специальные алгоритмы контроля полноты данных, как на уровне контроллера телеметрии, так и на уровне программного обеспечения.
Схема лицензирования некоторых аппаратно-программных комплексов построена таким образом, что ограничивается количество приборов, которые могут быть включены в систему, без дополнительной оплаты. После нескольких лет работы в разных региональных газовых компаниях количество включённых в систему телеметрии потребителей уже приблизилось к определённому первоначально пределу. В этом случае при подключении новых потребителей их включают в систему через программное обеспечение, поставляемое производителями узлов учёта, например, через ПК «СОДЭК Экстра».
В связи с тем, что в настоящий момент все большее внимание уделяется работе газовых хозяйств регионального масштаба, в том числе в вопросах минимизации небаланса, совместимости и эффективности использования оборудования учёта газа, диспетчеризации, метрологического обеспечения, эксплуатации сетей и оборудования, а также в связи с вышеизложенными недостатками действующей системы телеметрии в настоящий момент возникла потребность её модернизации.
В процессе эксплуатации любой системы, как бы тщательно она ни была продумана с самого начала, возникает понимание, как можно улучшить её работоспособность, в каком направлении необходимо её в дальнейшем развивать. При этом, если в составе одной системы применяются приборы и технические решения различных производителей, то результаты работы окажутся более плодотворными, если будет учтён опыт всех участников. Причём улучшение работы системы — это не разовое действие, а ежедневный процесс — постоянное взаимодействие всех заинтересованных сторон. В нашем случае для улучшения работы системы телеметрии узлов учёта газа необходимо взаимодействие производителей приборов учёта газа, производителей контроллеров и коммуникационных модулей, разработчиков программного обеспечения регионального уровня и, главное, специалистов региональных газовых компаний. В процессе модернизации необходимо применить более современные и в то же время более экономичные технологии связи, учесть преимущества реально сложившихся схем сбора данных и проработать вопрос интеграции технических решений и программного обеспечения, предлагаемых производителями узлов учёта газа.
Рассмотрим возможные пути и варианты модернизации системы телеметрии.
Необходимо обратить внимание на программное обеспечение диспетчерского пункта региональной газовой компании как на основополагающую часть всей системы телеметрии. Если отмеченные выше недостатки, такие как:
- отсутствие технической поддержки,
- некорректное отображение данных, переданных с приборов разных типов или
с приборов одного типа с различными версиями программного обеспечения, - невозможность включения новых потребителей из-за лицензионных ограничений,
- невозможность включения новых типов приборов,
- невозможность работать с новыми коммуникационными модулями, реализующими более современную, чем GSM/CSD технологию связи,
- наличие программных недочётов, приводящих к пропускам данных за некоторые интервалы времени,
- неполное считывание архивных данных, не позволяющее дистанционно оценить состояние узла учёта газа
- становятся критичными для работы системы, то обоснованно встаёт вопрос о замене данного программного обеспечения.
При этом новое программное обеспечение должно работать как с уже установленными у потребителей универсальными контроллерами и коммуникационными модулями, так и с новыми контроллерами, применяющими более современные технологии связи. С учётом вероятного объединения технических и программных решений, применяемых в региональных компаниях и газораспределительных организациях, новое программное обеспечение может представлять собой Скада-систему.
Анализируя опыт эксплуатации специализированного программного обеспечения, применяемого для конкретных типов корректоров, целесообразно организовать сбор данных в Скада-систему через интегрированные специализированные программные шлюзы, например ПК «СОДЭК Газсеть Шлюз», реализующие более современные технологии передачи данных GPRS-FTP, GPRS-TCP и др. В этом случае производитель приборов учёта гарантирует, что в Скада-систему будут поступать данные
в полном объёме, необходимом не только для учёта газа, но и для оценки работоспособности узла учёта, независимо от типа прибора, версии его программного обеспечения, применённого коммуникационного оборудования и реализованной технологии передачи данных. Соответственно, и новые контроллеры телеметрии и коммуникационные модули, применяемые с корректорами, должны работать по современным технологиям связи. В случае возникновения неустранимых неисправностей в применяемых контроллерах телеметрии они также должны быть заменены на новые типы контроллеров или коммуникационных модулей с современными техническими характеристиками.
Обновлённая таким образом система телеметрии (см. рис. 4) избавится от существующих недостатков и существенно улучшит свои технические характеристики.
- Комментарии
