Рис. 3. КС Несвиж: Общий вид (а) и АРМ сменного инженера (б)

Автор: С.Е. Степанов (АО «Гипрогазцентр»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №8/2018

Одной из важнейшей составляющей ТЭК при обеспечении энергетической безопасности РФ является газовая отрасль [1–3]. Преобразование сырьевых отраслей промышленности, занимающихся добычей, транспортировкой и переработкой углеводородного сырья является приоритетной задачей ПАО «Газпром» [4–7].

Примером реализации возможностей интеграции в трансъевропейскую газовую систему и успешного опыта международного сотрудничества является строительство магистрального газопровода (МГ) «Ямал–Европа» на участке Торжок-Белосток [8–11]. В связи с экспортным назначением и необходимостью обеспечения бесперебойного газоснабжения стран Центральной и Западной Европы штатным для МГ является режим автономного функционирования с закрытыми перемычками.

Строящиеся компрессорные станции (КС) и линейные части (ЛЧ) МГ «Ямал–Европа» включались в пределах территориальных границ обслуживаемых участков МГ в состав действующих ЛЧ ОАО «Лентрансгаз» – КС «Торжокская», КС «Ржевская», КС «Холм-Жирковская», КС «Смоленская» и участки МГ ОАО «Белтрансгаз» – КС «Орша», КС «Крупки», КС «Минск», КС «Несвиж», КС «Слоним» (рис. 1).

Рис. 1. Строительство КС Несвиж (а) и общий вид КС Орша (б)
Рис. 1. Строительство КС Несвиж (а) и общий вид КС Орша (б)

По своей концепции МГ «Ямал–Европа» является системой современного профиля с возможностью последовательного развития и расширения за счет использования телекоммуникационных средств и программных решений [12–16], соответствующих международным стандартам и нормам (рис. 2).

Рис. 2. Схема IT-взаимодействия объектов участка МГ Ямал-Европа
Рис. 2. Схема IT-взаимодействия объектов участка МГ Ямал-Европа

Однако имеются и свои специфические условия решаемых задач:

  • газопровод является самой северной трассой с жесткими климатическими условиями. Поставленной целью является сокращение потребностей в постоянном присутствии эксплуатационного персонала и увеличение объемов автоматизации для контроля и управления технологическими объектами;
  • эксплуатация МГ «Ямал–Европа» осуществляется путем координации между предприятиями разных стран (Россия, Белоруссия, Польша и Германии), что предполагает совершенствование САУ [17–21] и координацию между предприятиями, участвующими в едином управлении газопроводом (рис. 3).
Рис. 3. КС Несвиж: Общий вид (а) и АРМ сменного инженера (б)
Рис. 3. КС Несвиж: Общий вид (а) и АРМ сменного инженера (б)

Поставленные в проекте задачи по управлению решены по четырем направлениям:

  1. Диспетчерское управление для организации супервизорного контроля и управления транспортом и распределением газа;
  2. Производственно-хозяйственное управление для организации производственного процесса и хозяйственно-административной деятельности Предприятия (П);
  3. Коммуникации предприятия для организации внутренних информационных обменов;
  4. Коммуникации между подразделениями для обеспечения надежной передачи информации между газотранспортными предприятиями (ГТП) и уровнем Единой системы газоснабжения (ЕСГ).

Все решения по системам автоматизации принимались как базовые с целью дальнейшего широкого применения при построении систем оперативно-диспетчерского управления (СОДУ) объектов ЕСГ, включая решение отдельных задач производственно-хозяйственной деятельности П. Управление МГ «Ямал–Европа» удалось осуществить в строгом соответствии с концепцией АСДУ ЕСГ, с широким применением модульных решений, когда стало возможным параллельно со строительством технологической части МГ реализовывать оперативное управление объектами на первой фазе строительства (проект «Ямал-1»). Результатом такого подхода стал успешный ввод в эксплуатацию САУ КС «Несвиж» и системы телемеханики для 209 км ЛЧ МГ до границы с Польшей на участке Несвижкого и Слонимского ЛПУ ОАО «Белтрансгаз».

Это (рис. 4) первая интегрированная АСУ ТП с комплексными техническими решениями, разработанная и внедренная в соответствии с «Общесистемными техническими требованиями Отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ)».

Рис. 4. Схема организации передачи данных
Рис. 4. Схема организации передачи данных

Принятые технические решения по проекту также соответствуют специальным техническим условиям для системы управления МГ:

  • «Технические требования на создание многоуровневой ИАСУ МГ Ямал–Европа» (1994 г.);
  • «ТЭО строительства системы МГ Ямал-Европа на участке Торжок–Белосток» (1995 г.).

Управление транспортом газа в рамках РАСУ ТП (ИАСУ ТП) МГ «Ямал–Европа» построено по принципу централизованного управления ПАО «Газпром» – ЦПДУ ЕСГ ОАО«Газпром» – Центральные диспетчерские пункты (ДП) РАСУ ТП П «Лентрансгаз» и ОАО«Белтрансгаз» – ДП КС – посты управления АСУ ТП КЦ газопроводов Ямал–Европа и Торжок–Минск–Ивацевичи по пяти уровням ответственности (рис. 4).

1-й уровень – ЦПДУ ЕСГ ПАО «Газпром», Москва. Уровень управления осуществляет координацию действий диспетчерских служб ГТП, эксплуатирующих МГ «Ямал–Европа», включая соответствующие диспетчерские службы предприятий России, Белоруссии, Польши, Германии по объемам подачи транзитного газа согласно заключенным контрактам. Предусматривается обмен оперативной и управляющей информацией и данными:

  • по отраслевой сети передачи данных (ОСПД):
    • между ЦПДУ ПАО «Газпром» и ЦДП предприятий;
    • между ЦДП ГТП соседних регионов и государств;
  • по региональной сети передачи данных (РСПД):
    • между ЦДП предприятия и ДП КС подразделений;
    • между соседними ДП КС предприятия;
    • между граничными ДП КС предприятий соседних регионов и государств;
    • между ЦДП предприятия и граничными ДП КС соседних регионов и государств;
    • между ГИС и ЦДП соседних регионов и государств.

Одновременно отраслевая сеть передачи данных обес-печивает информационное взаимодействие по всем видам производственной деятельности Предприятий.

2-й уровень – ЦДП Предприятия. Центральная ПДС осуществляет координацию диспетчерских служб подразделений и контроль режимов транспорта газа в границах ГТП: контроль состояния оборудования КЦ и КС; баланс газа по предприятию; оптимизация и контроль режима газопровода; моделирование и прогнозирование динамики режимов МГ; управление объектами ЛЧ МГ; дистанционное управление ГПА и кранами, включая охранные и краны на перемычках; планирование регламентных работ, ремонтов и др.

Региональные автоматизированные системы управления технологическими процессами (РАСУ ТП) транспортировки газа предназначены для решения задач по управлению производственной деятельностью ОАО «Лентрансгаз» и ОАО «Белтрансгаз».

3-й уровень – ДП КС, ДС УМГ. Диспетчерская служба УМГ осуществляет контроль и управление технологическими объектами КС и ЛЧ МГ в пределах границ ответственности: оптимизация и контроль режима работы КС; контроль режима и технического состояния ЛЧ; дистанционное управление ГПА и кранами, включая охранные краны и краны на перемычках; автоматизированное определение (расчет) заданных режимов и степени защиты оборудования по критериям (помпаж); управление объектами линейной части МГ; управление, сбор и обмен информацией о работе основного и вспомогательного оборудования.

На уровне диспетчерских пунктов КС и ЛПУ (УМГ) АСУ ТП предприятия обеспечивает интеграцию информации и функций управления по всем объектам технологического коридора МГ.

4-й уровень – КЦ. Оперативные и эксплуатационные службы КС и ЛЧ МГ. Реализовываются функции: автоматическая стабилизация режима работы КЦ, включая распределение нагрузки между работающими ГПА; контроль работы всех цеховых и локальных САУ и защиты; дистанционное и автоматическое управление основным и вспомогательным оборудованием КЦ; поагрегатный и цеховой учет расхода технологического и топливного газа.

5-й уровень – САУ. Локальный уровень технологического оборудования, САУ объектов и КП СЛТМ.

Каждому из указанных уровней управления соответствует своя регламентированная сфера ответственнос-ти в части выполняемых задач, объемов получаемой и обрабатываемой информации с уровня технологичес-кого оборудования, объема проводимых мероприятий и решений по управлению объектами.

Необходимо отметить основные этапы реализации проекта:

Этап 1. Ввод в эксплуатацию: функционирование в автономном режиме, обеспечение управления существующим МГ и новым участком газопровода КС «Несвиж» – госграница Польши. Обеспечение устойчивой работы при каскадном функционирование цехов КС «Несвиж». Управление распространяется на ЛЧ КС «Слоним»;

Этап 2. Подключение к системе централизованного управления предприятием: функционирование при оперативном взаимодействии с верхним уровнем управления;

Этап 3. Ввод в эксплуатацию систем управления на смежных КС: функционирование в оперативном взаимодействии с соседними системами. Отказ от управления линейной частью Слонимского УМГ, которое становится автономным;

Этап 4. Ввод в эксплуатацию газопровода в его окончательной конфигурации: отказ от каскадного функционирования цехов КС «Несвиж», функционирование в автономном режиме газопроводов Ямал–Европа и Торжок–Минск–Ивацевичи. Комплексное управление объектами в полном объеме, комплексная автоматизация в рамках решений проекта.

Анализ эксплуатации показывает, что с первого этапа проектирования система АСУ ТП МГ «Ямал–Европа» была продумана с учетом всех аспектов эксплуатации наряду с принципами управления производственно-хозяйственной и экономической деятельности и взаимодействия между различными видами деятельности производственного предприятия.

Список литературы

  1. Пужайло А.Ф. и др. Энергосбережение и автоматизация электрооборудования компрессорных станций // Н. Новгород: Вектор ТиС, 2010. 570 с.
  2. Крюков О.В. Энергоэффективные электроприводы ГПА на базе интеллектуальных систем управления и мониторинга//Дис. д-ра техн. наук. М.: АО «Корпорация ВНИИЭМ», 2015.
  3. Серебряков А.В. О новых возможностях технологий Smart Grid//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2013. №2. С. 47–48.
  4. Milov V.R., Suslov B.A. Intellectual management decision support in gas industry//Automation and Remote Control. 2011. V. 72. №5. Р. 1095–1101.
  5. Милов В.Р., Шалашов И.В. Процедуры прогнозирования и принятия решений сис­теме технического обслуживания и ремонта//Автоматизация в промышленности. 2010. №8. С. 47–49.
  6. Краснов Д.В. Перспективы применения преобразователей частоты для регулирования производительности электроприводных ГПА//Газовая промышленность. 2014. №6 (707). С. 86–89.
  7. Крюков О.В. Анализ моноблочных конструкций электрических машин для ГПА // Машиностроение: сетевой электронный научный журнал. 2015. Т. 3. №4. С. 53–58.
  8. Аникин Д.А., Рубцова И.Е., Киянов Н.В. Проектирование систем управления электроприводными ГПА//Газовая промышленность. 2009. №2. С. 44–47.
  9. Крюков О.В. Частотное регулирование производительности электроприводных ГПА//Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2014. №6. С. 39–43.
  10. Степанов С.Е., Титов В.Г. Встроенные системы мониторинга технического состояния электроприводов для энергетической безопасности транспорта газа//Энергобезопасность и энергосбережение. 2012. №2. С. 5–10.
  11. Kryukov O.V. Intelligent electric drives with IT algorithms// Automation and Remote Control. 2013. V. 74. №6. Р. 1043–1048.
  12. Серебряков А.В., Васенин А.Б. Диагностика электромеханической части энергетических установок//Електромеханiчнi I енергозберiгаючi системи. 2012. №3 (19). С. 549–552.
  13. Серебряков А.В. Метод и система принятия решений по прогнозированию технического состояния электроприводных газоперекачивающих агрегатов//Электротехнические системы и комплексы. 2015. №4 (29). С. 35–38.
  14. Serebryakov A.V. A system of online diagnostics of the technical condition of wind power plants. Russian Electrical Engineering. 2015. T. 86. №4. C. 208–212.
  15. Титов В.В. Разработка АСУ автономными энергетичес-кими установками//Автоматизация в промышленности. 2009. №4. С. 35–37.
  16. Бабичев С.А., Захаров П.А. Мониторинг технического состояния приводных электродвигателей ГПА // Контроль. Диагностика. 2009. №7. С. 33-39.
  17. Крюков О.В. Интеллектуальные электроприводы с IT-алгоритмами//Автоматизация в промышленности. 2008. №6. С. 36-39.
  18. Серебряков А.В., Васенин А.Б. Нечеткие модели и алгоритмы управления энергетическими установками//В сб.: Материалы конференции «Управление в технических, эргодических, организационных и сетевых системах». Под ред. С.Н. Васильева. 2012. С. 467–469.
  19. Серебряков А.В. Интеллектуальные энергетические установки для автономных систем электроснабжения/Нижний Новгород: НГТУ, 2014. 135 с.
  20. Крюков О.В. Регулирование производительности электроприводных газоперекачивающих агрегатов преобразователями частоты//Компрессорная техника и пневматика. 2013. №3. С. 21–25.
  21. Степанов С.Е., Плехов А.С. Принципы автоматического управления возбуждением синхронных машин газокомпрессорных станций//Автоматизация в промышленности. 2010. №6. С. 29–31.