Логотип СТК ГЕОСТАР эхолот динамограф расходомер манометр автоматизация
О ФИРМЕ
ИНФОРМАЦИЯ
ПРОДУКЦИЯ
+ Приборы
Эхолот-динамограф-расходомер(комплекс)
Эхолот-динамограф(комплекс)
Динамограф
Беспроводной динамограф
Эхолот
Автоматический эхолот
Манометр глубинный
Манометр устьевой
Счетчик положения и скорости
Расходомер
Программное обеспечение
+ Системы АСУТП
Автоматизация скважины ГЕОСТАР-ДД
Автоматизация контроля закачки ПКРС-104
Автоматизация контроля уровня КВУ-ДД
Система регистрации параметров АДПМ
Система ППО ПЗП ГЕОСТАР-ПКРС-103
Система контроля опрессовки труб
Устройство метрологического контроля расходомеров
+ Оборудование
Лаборатории самоходные для ГДИ
Электролаборатории
Лебедки
Лубрикатор
СЕРВИС
КОНТАКТЫ
ЗАПРОС ЦЕНЫ
Статьи о нефти
Гостевая книга
КАРТА САЙТА
RU RUS
EN ENG

ТРУБОПРОВОДЫ в стиле "хай-тек"


Автор: Елена Попова
Опубликовано в журнале ITech
Как бы ни хотела Россия освободиться от надоевшего имиджа «сырьевой страны», сколь бы не были успешны в последнее время ее шаги на мировой арене высоких технологий, факт остается фактом: добыча и продажа углеводородного сырья по-прежнему одна из самым сильных составляющих российской национальной экономики. Газовая и нефтяная отрасли в значительной мере определяют экономический суверенитет России, ее энергетическую безопасность, решение социальных проблем населения.

Конъюнктура мирового рынка способствует усилению этих позиций. В 2005 году авторитетное Международное энергетическое агентство (IЕА) признало, что Россия в ближайшем будущем станет главным игроком мирового рынка нефти. По оценкам экспертов IЕА, производство нефти в нашей стране уже в ближайшие годы вырастет до 10 млн. баррелей в сутки. При этом будет расти и значение России как поставщика нефти на мировой рынок, который сейчас испытывает катастрофическую нехватку сырья. Поставки российского газа в Европу к 2008 году должны составить от 147 млрд. куб. м (по минимально законтрактованному объему) до 180 млрд. куб. м. Естественно, «усиление влияния» напрямую зависит не только от освоения новых месторождений, но и от решения транспортных проблем, обеспечения эффективной работы имеющихся трубопроводов и темпов строительства новых, а также внедрения на трубопроводных магистралях современных технологий диспетчерского управления грузопотоками.

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ РЕСУРС

Система магистральных трубопроводов, сформировавшаяся на территории нашей страны, без преувеличения уникальна. Протяженность трубопроводных магистралей России на сегодня составляет 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктопроводы, -151 тыс. км, нефтепроводных - 46,7 тыс. км, нефтепродуктопроводных-19,3 тыс. км. По системе магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, более 50 % добываемой нефти и производимой продукции нефтепереработки. В составе Единой системы газоснабжения действует мощная многониточная газотранспортная система с 264 компрессорными станциями (количество газоперекачивающих агрегатов составляет более 4 тыс., их общая установленная мощность 43,8 млн. кВт) и 24 объектами подземного хранения газа. В состав сооружений магистральных нефтепроводов входят 387 нефтеперекачивающих станций, в состав нефтепродуктопроводов -100 перекачивающих станций, резервуарные парки общей вместимостью 17,43 млн. куб. м.

Посредством трубопроводного транспорта осуществляется львиная доля экспорта газа, нефти и нефтепродуктов, в том числе через морские терминалы.

На строительство столь гигантской системы понадобилось почти полтора века. Идею использования трубопровода при перекачке нефти и нефтепродуктов первым предложил в 1863 году русский ученый Дмитрий Иванович Менделеев. Спустя 15 лет на Апшеронском полуострове был введен в эксплуатацию первый трубопровод протяженностью всего 12 км и диаметром 75 мм для перекачки нефти от Балаханского месторождения на нефтеперерабатывающие заводы Баку. К концу прошлого столетия общая протяженность трубопроводов из районов Баку составляла 230 км, а их ежегодный объем перекачки -1 млн. тонн. С ростом добычи углеводородного сырья трубопроводный транспорт приобретает все большее значение. В конце 40-х годов осваиваются нефтяные месторождений Башкирии, Татарстана, Самары, Перми и Оренбурга, а также месторождения Северного Кавказа. С конца 60-х годов полным ходом пошла разработка месторождений Западной Сибири. В начале 70-х осваивается тюменская нефть. Каждый этап развития нефтяной отрасли стимулировал и расширение сети нефтепроводов. За 20 лет (60-80-е годы) объем перекачки по нефтепроводам увеличился вдвое, грузооборот - в 5 раз. Развитие отечественной системы продуктопроводов шло не столь бурными темпами. Сооружение первого российского керосинопровода Баку - Батуми началось в 1897 году. Протяженность его составила 883 км, и, оснащенный передовой техникой, для своего времени этот продуктопровод являлся самым протяженным в мире. В советские годы основным «клиентом» продуктопроводов является армия. В 1943 году, сразу же после разгрома немцев под Сталинградом, для сооружения керосинопровода Астрахань - Урбах - Саратов (протяженность - 655 км, диаметр - 250 мм, 8 насосных станций) было даже разобрано 60 километров кавказских нефтепроводов. С начала 50-х годов развитие сети нефтепродуктопроводов в восточном и западном направлениях идет достаточно активно. К 1980 году планировалось довести их протяженность до 31875 км, однако приоритеты государственного финансирования были отданы строительству нефтепроводов. Масштабным планом по развитию сети продуктопроводов так и не суждено было сбыться, поскольку это статья финансировалась по остаточному принципу. В феврале 1970 года «...в целях надежного и бесперебойного обеспечения горючим Вооруженных сил СССР и стран-участниц Варшавского договора на Западном ТВД» была образована единая система нефтепродуктопроводного транспорта СССР. К началу 1984 года протяженность нефтепродуктопроводов достигла уже 16 тыс. километров.

Создание системы газопроводов так же начинается в СССР в военные годы и стимулируется в дальнейшем открытием все новых и новых месторождений. Первый советский газопровод Бугуруслан - Куйбышев длиной 160 километров был запущен в эксплуатацию в 1943 году. С начала 50-х начинается история "большого газа". Запущен в эксплуатацию магистральный газопровод Саратов-Москва протяженностью 843 километра. С1966 год открывается «сибирский период» развития отечественной газовой промышленности. Список крупнейших месторождений мира пополнился названием «Уренгой». Во второй половине 70-х годов СССР вышел на первое место в мире по добыче газа - 587 млрд. куб. м в год. Сооружен газопровод Уренгой - Ужгород. Во Франции состоялась церемония открытия трансконтинентального газопровода Западная Сибирь - Западная Европа протяженностью свыше 20 тыс. километров. К 1986 году Единая система газоснабжения страны включала примерно 160 тыс. километров магистральных газопроводов, около 350 компрессорных станций, более 270 промысловых установок комплексной подготовки газа с несколькими тысячами скважин и десятками подземных хранилищ. 60-70-е годы, начало 80-х годов по праву считаются годами самого бурного роста отечественной трубопроводной системы.

Трубопроводный транспорт развивался не только количественно, но и качественно, внедряя новые технические решения, в том числе по управлению и автоматизации. В первую очередь автоматизировались, конечно, те участки и подсистемы, которые напрямую влияли на технологический процесс и его безопасность.

Задачи, которые стояли перед разработчиками этих систем были во многом уникальны. Особенность трубопроводов состояла не только в их протяженности, но и технологических характеристиках. Советские газопроводы, на пример, отличало не только "многониточное" исполнении, но и многоцеховые компрессорные станции. Станций с 4-мя, 6-ю цехами в мире уже большая редкость, а станций с 8-ю или 10-ю (как на КС "Горнозаводская" компании "Пермтрансгаз") вообще нигде больше нет. Все это приходилось учитывать.

АСУ ТП: ОТ РЕЛЕ К МИКРОПРОЦЕССОРУ

Нагляднее всего российская история развития автоматизации трубопроводного транспорта «читается» по отечественным нефтепроводам. Первым элементом автоматического управления процессом перекачки нефти была релейная автоматика. Некоторые из тех релейных систем до сих пор можно найти на российских нефтепроводах (так же, впрочем, как и участки трубы, смонтированные еще господином Нобелем). С 60-х годов нефтепроводы приступают к переходу на более совершенные средства контроля, управления и защиты.

Первым нефтепроводом, запроектированным с системами автоматики насосных станций, был нефтепровод Альметьевск-Горький 1. В 1962 году здесь благодаря неиссякаемой энергии и напору группы эксплуатационников и проектировщиков (Ю.М. Деордица, Ю.М. Дронговский, С.Н. Ломунов и другие) впервые осуществили монтаж и наладку аппаратуры автоматики. Два года спустя был сдан в эксплуатацию автоматизированный магистральный нефтепровод «Дружба» протяженностью 4665 км, по которому нефть с промыслов Татарии и Куйбышевской области поступала в социалистические страны, входящие в СЭВ (Совет экономической взаимопомощи).

Нефтепровод строился Мингазпромом, и все делалось на самом современном уровне, - рассказывает один из «пионеров» отечественной автоматизации трубопроводов, а ныне вице-президент компании «Спецнефтегаз» А.С. Джарджиманов. - Ставилось импортное оборудование и системы автоматики, сначала австрийские и английские, позже - стран «социалистического лагеря». Чехословакия поставляла комплексные блочные модули для насосных станций, блок-боксы с хорошим набором оборудования и с технологической обвязкой. В эти блоки встраивались венгерские системы автоматики. С «братьями по СЭВ» всегда было проще договориться, чем с отечественными производителями. Взаимные обязательства и ответственность поднимались на межгосударственный уровень.

Следующим этапом стала телемеханизация объектов нефтепровода. Наиболее комплексное внедрение систем телемеханики было осуществлено чуть позже на магистральном нефтепроводе «Дружба», на участках Куйбышев - Никольское - Унеча. «С помощью этой системы, - подчеркивается в обзорной книге «Нефть СССР», - диспетчер мог не только контролировать основные параметры, но и управлять работой основного технологического оборудования, находясь за многие сотни километров».

Начинается и автоматизация резервуарных парков. В 1968-1970 годах специалисты Ромашкинского районного нефтепроводного управления смонтировали и ввели в эксплуатацию первую систему дистанционного контроля и управления резервуарным парком типа «Телемаут». «Трудно было поверить! - писали в газетах тех лет. - На табло индикатора в помещении диспетчерской высвечивается уровень нефти, который еще совсем недавно необходимо было замерять рулеткой в каждом резервуаре!»

К середине 70-х нефтепроводы СССР работают уже с максимальной нагрузкой. Принципиально меняется «распределение сил» между насосными станциями. Если раньше каждая такая станция строилась как головная, то теперь от 6 до 12 станций оказывались завязанными в единую систему. Это подтолкнуло к принятию новых технических решений для защиты их от гидравлического удара. Совершенствуется система автоматического регулирования давления путем замены пневматических клапанов и заслонок на быстродействующую электронную систему регулирования с приводом от электродвигателя. Постепенно отрасль подходит к созданию АСУ ТП. На насосные станции поступает система автоматики ПУСК-71, выполненная на электронных элементах, в комплекте с датчиками температуры, вибрации и утечек. В1976 году на том же легендарном нефтепроводе Альметьевск - Куйбышев внедряется система телемеханики ТМ-120-1, оснащенная ЭВМ, на базе которой внедряется первая АСУ ТП нефтепроводов.

На газопроводах первый по настоящему эпохальный проект автоматизации был реализован в 80х годах в рамках сотрудничества СССР и Франции по проекту "Уренгой-Помары-Ужгород". Французская фирма "Томпсон" (затем - "Сизека", ныне - "Талес") выполнила практически под ключ систему автоматизации и связи экспортного газопровода на всем протяжении от Уренгоя до Западной границы СССР. Система управления была выполнена по многоуровневой схема и включала телемеханику, цеховую автоматику, диспетчерские пункты (SCADA) ЛПУ УМГ и производственных объединений. Система получила название ГОФО-1 и послужила прототипом для многих последующих проектов автоматизации газопроводов. Предусматривались даже задачи моделирования трубопроводов и прототипы экспертных систем. Использование этих сложных функций практически "не пошло", по разным причинам, но в целом система активно использовался в работе и сослужила хорошую службу в эксплуатации газопроводов, предотвращении и ликвидации аварий.

В целом можно сказать, что обновление систем автоматики на советских трубопроводах происходило примерно раз в семь лет. Хороший темп, а по советским меркам просто фантастический. Но чего он стоил тем, кто болел за дело технического прогресса в отрасли всей душой! Какими трудами удавалось вносить изменения в нормативные документы, «вписаться» в тексты «пятилетних», а то и «двадцатилетних» планов. Реализация постоянно тормозилась многочисленными нехватками, нестыковками, скудостью выбора и ограниченностью производственных мощностей. «Не хватало всего! - вспоминает А.С. Джарджиманов. - Научные разработки и качественное производство концентрировались по большей части в военной сфере, а мы, «гражданские», довольствовались тем, что останется. Обидно было видеть, что талантливые разработчики-инженеры вынуждены большую часть времени проводить в различных согласованиях, утрясаниях и добываниях. Все решалось через высшие органы управления страны".

К концу 80-х годов на нефтепроводе «Дружба» приступили к проведению промышленного эксперимента по расчету оптимального режима работы нефтепровода с применением экономико-математических методов. На газопроводных магистралях внедряются системы микроэлектронной цеховой и агрегатной автоматики (САУ ГПА). Совсем близким казался переход на работу технологического оборудования без постоянного обслуживающего персонала, то есть по безлюдным технологиям, но... Наступила новая экономическая эпоха.

В РЕЖИМЕ НОВОГО ВРЕМЕНИ

С начала 90-х годов функционирование систем трубопроводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. Часть трубопроводов после развала СССР оказалась «за границей». В течение нескольких лет отрасль сотрясали глубочайшие организационные изменения.

В декабре 1987 года, после ликвидации Госкомнефтепродукта СССР, нефтепродуктопроводы передаются в ведение Госкомнефтепродукта РСФСР. В октябре 1990-го вместо него образуется концерн «Роснефтепродукт». В 1993 году постановлением правительства Российской Федерации учреждается акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефтепродукт».

В 1989 году на основе Министерства газовой промышленности был образован государственный газовый концерн «Газпром». В1993 году на его базе создается российское акционерное общество «Газпром» - РАО «Газпром», преобразованное в 1998 году в открытое акционерное общество «Газпром» - ОАО «Газпром».

В 1991 году, одновременно с прекращением деятельности Министерства нефтяной промышленности СССР, ликвидируется и его главное хозрасчетное управление по транспорту и поставкам нефти. 16 предприятий нефтепроводного транспорта основывают компанию «Транснефть».

Кризис в экономике страны, снижение платежеспособности внутреннего товарного рынка, сокращение добычи нефти и производства нефтепродуктов - все это не могло не сказаться на развитии отрасли. И все же целостность уникальной трубопроводной системы транспортировки энергоресурсов, объединяющей территорию России, удалось сохранить. Более того, на трубопроводах продолжается постепенное совершенствование системы автоматики и телемеханики. Внедряется микропроцессорная техника, развиваются системы диспетчерского контроля и управления, нарабатывается опыт по внедрению систем с распределенным интеллектом.

Отыскались в «минусах» новой экономической ситуации и свои «плюсы»: российскому заказчику открылся необъятный мировой рынок систем и средства автоматизации. Купить можно было практически все - было бы желание и... немалые деньги. Даже транспортировщики углеводородного сырья не могли позволить себе все сразу и в полном объеме. До 35 % самих трубопроводов разменяли к тому времени третий десяток, а значит, требовали повышенного внимания и немалых капиталовложений. Осваивая новое, необходимо было преодолеть «лоскутный» характер уже существующей автоматизации. Системы, отстроенные в разное время и разными подрядчиками, трудно состыковывались. Для того чтобы превратить их в единое информационное поле, требовалась серьезная реконструкция, унификация и стандартизация «наследия прошлого».

Концептуальная основа построения автоматики и телемеханики на трубопроводах, сформулированная советскими учеными еще в 60-е годы, по сути, не утратила своей актуальности. Она была задана характером технологического процесса, а они практически не изменились. Изменилось многое другое, Ужесточились требования государства к экологической и технологической безопасности. Ситуация определялась ре не показателями Госплана, а рыночной конъюнктурой. Все это требовало качественно иной интенсивности и быстроты в принятии решений, большей эффективности и повышения информированности управляющих служб о деятельности низовых подразделений.

На рубеже нового века в деле автоматизации российских трубопроводов наступает серьезное оживление. Объем реконструкции и установки современных микропроцессорных систем возрос в разы по сравнению с предыдущим периодом. Отрасль подходит к философскому, концептуальному осмыслению автоматизации своих технологических мощностей. Оформляется стремление к созданию единого информационного пространства. Значительно перерабатывается нормативная база.

В ОАО «АК «Транснефть» появляется сборник собственных стандартов на АСУ ТП и производственную связь, что стало серьезным барьером для проникновения на гигантский рынок нефтепроводов компании недоброкачественных продуктов и услуг. Разрабатываются типовые решения по автоматике нефтеперекачивающих станций (НПС) и резервуарных парков, позволяющие отказаться от двухстадийного проектирования, значительно сократить сроки разработки, повысить их качество и обеспечить унификацию и взаимодополняемость проектируемых систем. Сформирована корпоративная программа развития АСУ, рассчитанная до 2013 года. Один из серьезных ее пунктов - создание испытательного полигона для средств АСУ ТП.

В «Газпроме» разработана и реализуется «Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, ДКС и КС ПХГ на период 2002-2006 гг.». Программа предусматривает инвестиции в реконструкцию газотранспортной системы в объеме 230,6 млрд. рублей. На газопроводах расширяется внедрение систем телемеханизации. Вводятся в эксплуатацию автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) газораспределительных пунктов (ГРП). Первая такая система была смонтирована в ООО «Югтрансгаз» на ГРП № 2 Песчано-Уметской станции подземного хранения газа. Система позволила оптимизировать технологические процессы эксплуатации промысловой части подземного хранилища газа, автоматизировала вывод куста скважин на режим с учетом индивидуальной производительности и режимных ограничений, серьезно повысила защищенность технологического объекта от аварий. Большой объем работ выполнен по созданию интегрированных систем управления, включающих все необходимые компоненты: АСУ КС (куста скважин), газового промысла, телемеханизацию газопровода, подсистемы охраны, пожарообнаружения и пожаротушения, экологический мониторинг, современную диспетчерскую с настенным табло, геоинформационную систему, тренажер диспетчера и так далее.

Каковы же тенденции дальнейшего развития автоматизации российских трубопроводных систем? Для ответа на эти вопросы следует, пожалуй, обратиться к крупным проектам трубопроводного транспорта, вписанным в энергетическую стратегию России до 2020 года.

НОВЫЙ ВЕК- НОВЫЕ ПРОЕКТЫ

В сфере трубопроводного транспорта нефти наиболее крупным проектом предстоящих десятилетий можно назвать строительство системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» ОАО «АК «Транснефть». Трубопровод планируется построить на территории Республики Бурятия, Иркутской, Читинской, Амурской областей, Еврейской АО, Хабаровского и Приморского краев. Протяженность его составит более 4 тысяч километров, а ресурс пропускной системы запланирован на уровне 80 миллионов тонн нефти в год. «Восточная магистраль» позволит российским нефтяным компаниям дифференцировать маршруты экспорта и раскроет для России новые возможности выхода на новые, в частности, азиатско-тихоокеанские рынки. Строительство даст новый толчок для эффективного освоения месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, а значит, положительно скажется и на экономико-социальном развитии этих регионов.

Для разработки комплексной системы автоматического управления будущей «Восточной магистрали» ВНИИСТ были привлечены опытные российские компании, работающие на рынке АСУ ТП уже не первый десяток лет и имеющие давний опыт сотрудничества с АК «Транснефть». Это компания «ЭлеСи» (г. Томск), НПП «Спецэлектромеханика» (г. Брянск) и компания «Терси-М» (г. Нижний Новгород).

Задача в рамках проекта поставлена во многом уникальная. Требования к системе автоматизации предъявлены жесткие. Ей предстоит работать в сложных внешних условиях (низкие температуры, перепады высот, повышенная сейсмичность и т.д.), но даже не это главное. В комплексе такого уровня задачи придется решать впервые, да и «цена» любого сбоя в управлении уникально высока. Трубопроводу предстоит жить как единому организму, необходимо соблюдать практически безусловную непрерывность технологического процесса на всей его протяженности. В единую систему будут завязаны практически все уровни управления - от датчиков линейной части до АСУ предприятия. Модульное построение дает широкие возможность конфигурации в соответствии с реальными условиями. При этом система будет иметь распределенный характер - как на линейных участках магистрали, так и в отношении НПС, что должно обеспечить большую живучесть и повышенную надежность.

Предусмотрена возможность загружать программное обеспечение прямо с территориального диспетчерского пункта на любой из линейных контроллеров и конфигурировать его «по месту». Главный «мозг» системы, отнесенный к автоматическому управлению, отделен от всего остального, загружен только алгоритмами управления и получает только сигналы, прописанные в этих алгоритмах - ни одного лишнего! Решением локальных задач занимаются специализированные подпрограммы, гораздо более простые, а потому легче поддающиеся скрупулезной «посигнальной» диагностике. Управляющее воздействие может идти только с пульта оператора, все остальные работают с данными только как пользователи, без возможности оказать какое-то влияние на технологический процесс. Даже если контроллер, управляющий регионом, окажется отрезанным от связи с центральным управлением, на своем уровне он какое-то время сможет вести разумное управление вверенным ему участком.

Не менее значим для России магистральный нефтепродуктопровод Второво-Ярославль-Кириши-Приморск, получивший название «Север», ОАО «Транснефтепродукт». Протяженность новой продуктовой «трубы» составит 1056 км. Предполагается сооружение 128 линейных КП, семи перекачивающих станций и морского терминала «Приморск». МТ «Приморск» станет первым подобным терминалом в арсенале ОАО «АК «Транснефтепродукт», да и топливно-энергетического комплекса нашей страны. Трубопровод позволит транспортировать и продавать продукты нефтепереработки (первый пусковой комплекс - дизельное топливо, а в перспективе керосин и бензин) не через страны Балтии, на чем мы теряем значительный процент прибыли, а собственными силами.

Строящийся нефтепродуктопровод должен отвечать самым строгим требованиям по технической и экологической безопасности. Поэтому вопросам автоматизации и телемеханизации объектов нефтепродуктопровода уделяется самое пристальное внимание.

АСУ ТП нефтепродуктопровода проектировалась в соответствии с концепцией построения АСУ ТП принятой в ОАО «АК «Транснефтепродукт», а принятые технические решения основываются на современных технологиях, оборудовании и программном обеспечении применяемых для подобных задач.

Для автоматизации перекачивающих станций, заказчик проекта - ОАО «АК «Транснефтепродукт» - намерен продолжить сотрудничество с компанией Schneider Electric. Микропроцессорные контроллеры будут «одушевлены» новой версией программного продукта «Unity» выпущенной в «свет» «Schneider Electric» в конце 2004 года. А в 2005 году новый «Unity» успешно прошел «обкатку» на двух станциях Компании, так что неприятных сюрпризов при его использовании на объектах проекта «Север» не предвидится.

В построении телемеханики нового нефтепродуктопровода продолжится сотрудничество с другим давним партнером - российской компанией «ЭлеСи». Комплексные решения томичей так же успели пройти испытания на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт» и получили только положительные отзывы специалистов служб АСУ

Для обеспечения связью перекачивающих станций и линейных контролируемых пунктов вдоль трубопровода будет проложен оптоволоконный кабель связи. Поэтому логичным решением было объединить все устройства систем телемеханики и автоматики в единую «локальную вычислительную» сеть. Естественно, что «технологическая сеть» предприятия, будет физически и логически отделена от «бизнес сети».

Подключение контроллеров систем телемеханики и автоматики по «Ethernet!» позволяет организовать удаленный контроль и управление всеми устройствами сети, удалённую загрузку контроллеров, организовать резервный диспетчерский пункт управления всем трубопроводом на любой перекачивающей станции.

В стратегических планах ОАО «Газпром» сразу несколько уникальных «проектов XXI века». Прежде всего это газопровод Россия-Турция («Голубой поток») и Северо-Европейский газопровод (СЕГ).

Газопровод Россия-Турция («Голубой поток») является уникальным газотранспортным сооружением, не имеющим аналогов в мире. Трубопровод предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Сооружение «Голубого потока» открыло новую страницу в истории развития современных газотранспортных технологий. Общая протяженность газопровода, в состав которого входят два сухопутных и один морской участки, составит 1213 км. Проектная мощность составляет 16 млрд. куб. м газа в год. Выйти на нее планируется к 2010 году. В настоящее время уже построен пусковой комплекс газопровода «Голубой поток» мощностью 4 млрд. куб. м в год. Разработка систем автоматизации газопровода поручена известной компании Siemens, с которой российские газовики сотрудничают не первый год.

Северо-Европейский газопровод (СЕГ) включен Европейским Союзом в перечень приоритетных проектов трансъевропейской газовой сети и призван повысить надежность поставок российского природного газа потребителям в Европе. Проект создает принципиально новый маршрут транспортировки российского газа в Европу. Его реализация позволит диверсифицировать экспортные потоки, обеспечить возможность их маневрирования и напрямую связать газотранспортные сети России и стран Балтийского региона с общеевропейской газовой сетью. Отличительной особенностью СЕГ является отсутствие на его пути транзитных государств, что снижает стоимость транспортировки российского газа.

Трасса морского участка СЕГ пройдет через акваторию Балтийского моря от бухты Портовой (район г. Выборг) до побережья Германии (район г. Грайфсвальд). Планируется построить две параллельные нитки газопровода протяженностью около 1200 км каждая. Общая пропускная способность СЕГ составит 55 млрд. куб. м в год. Первая нитка газопровода будет введена в эксплуатацию в 2010 году. В прошлом проект перешел в фазу практической реализации. 8 сентября 2005 года в Берлине ОАО «Газпром», «БАСФ АГ» и «Э.ОН АГ» подписали принципиальное соглашение о строительстве. В соответствии с подписанным соглашением партнеры намереваются создать совместное германо-российское предприятие North European Gas Pipeline Company, в капитале которого «Газпрому» будет принадлежать 51 %, а компаниям «БАСФ» и «Э.ОН» - по 24,5%.

На газопроводах столь серьезных масштабов и значимости запланировано внедрение самых современных контролирующих и диагностирующих систем телемеханики, систем автоматизации и связи. Дальнейшее развитие получит опыт, наработанный на российских газопроводах. Дочерние компании «Газпрома» уже сегодня активно работают над полным переходом всех систем связи на цифровые технологии и развитием мобильной связи с подразделениями, интеграцией различных систем управления, таких как СЛТМ, системы управления ГРС, АСУ ТП компрессорной станции, АСУ энергетики и других. Все больше рабочих моментов будут отдается на откуп автоматике. Активно планируется использовать оборудование, которое самодиагностируется, само выявляет у себя неисправности, резервируется, если нужно. В рамках новой корпоративной концепции развития испытываются новые технологии электрохимзащиты газопровода, другие современные системы, обеспечивающие экологическую и технологическую эксплуатации газопроводов. Интеграция систем логично подкрепляется и интеграцией усилий различных фирм-производителей как зарубежных, так и отечественных. Опыт "международного сотрудничества" в этом плане накоплен Газпромом значительный. В числе постоянных зарубежных подрядчиков российских газовиков компания «Siemens», а отечественных - компании «Газавтоматика», «АтлантикТрансгазСистемы» и др.

БЕЗ РЕВОЛЮЦИЙ?

Можно ли сегодня предположить какими, в плане автоматизации, станут трубопроводы будущего? По общему мнению специалистов, какой-то «революции» в области автоматизации трубопроводного транспорта в обозримом будущем не предвидится. Да и нужны ли революционные потрясения в столь сложной и опасной сфере, как транспортировка углеводородного сырья? Скорее можно ожидать эволюционного развития направлений, которые реализуются на практике уже сегодня: это комплексность решений, распределенность систем, модернизация систем технологической и информационной безопасности, использование оптоволоконной и беспроводных видов связи на всех уровнях АСУ ТП включая и «полевой КИП», внедрение достижений информационных технологий, повышения быстродействия, надежности и комфорта в использовании оборудования и программного обеспечения АСУТП. Одно из перспективных направлений - использование оптоволоконных датчиков, которые, как известно, не проводят электричество, не боятся вибрации, не боятся помех, даже не во всяком огне горят и при этом могут напрямую сочленяться с оптическим кабелем, а то и монтироваться в него.

Пока не претерпит принципиальных изменений собственно технология трубопроводной транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа, наиболее динамичного развития ожидают в автоматизации верхнего уровня, в области аккумулирования технологической информации, ее «переваривания» и подачи уже в виде «готового блюда» на стол первому руководителю. Большая часть ноу-хау и сегодня возникает на стыке приложения промышленной автоматизации и MES-приложений как ответ на новые задачи по оптимизации деятельности предприятия. Все большее внимание заказчиков и авторов систем АСУ привлекает сопряжение всех уровней автоматизации в единое информационное пространство. Сокращается количество различных протоколов и стандартов, для максимальной совместимости унифицируется и стандартизируется программное обеспечения. Развиваются возможности внутрикорпоративного использования Интранет для доступа к данным от различных рабочих мест.

На уровне пунктов управления большее значение приобретает обеспечений функций резервирования посредством того же Интранета, и повышение функциональности систем, использования новых систем безопасности. Если раньше от систем телемеханики требовались только контроль и оперативное действия в аварийных ситуациях, то сегодня к этим важнейшим функциям достраиваются новые задачи:

  • Диагностика и поддержка принятия решений.
  • Расчеты и моделирование режима.
  • Расчеты экономических показателей и их оптимизация
  • Комплексная отчетность, аналитика.

Практически все "ведущие игроки" как западного, так и российского рынка автоматизации уже сегодня стараются предлагать комплексные решения, включающие в себя как SCADA, так и MES-уровни. В части систем линейной телемеханики газопроводов, к примеру, успешно идет интеграция управления разными объектами газопровода (линейные площадки, ГРС, ЭХЗ, охранные системы) в единый информационный организм на базе системы телемеханики, интегрированный с вышестоящими SCADA, MES и ERP-системами.

Широкого же применения ERP-систем, по мнению специалистов, можно ждать только после достаточного широкого внедрения SCADA и MES. Перепрыгнуть через эти этапы развития автоматизации вряд ли возможно. Пока наблюдается активное «встречное движение»: разработчики, которые начинали с нижнего уровня, стремятся предлагать системы, включающие и уровни более высокие, вплоть до MES, а специалисты в области высшего управления, финансовых потоков и логистики-создатели ERP-систем - все больше внимания уделяют стыковке с нижними технологическими уровнями.

Закончится ли это движение «встречей на Эльбе» и рождением единой универсальной, всеобъемлющей «Супер-АСУ» или получится, как в анекдоте про королеву Англии - «два тоннеля под Ла-Маншем»? Это тема стоит отдельного разговора.


ООО "СТК ГЕОСТАР" © 2004-2017. Все права защищены. | Главная | Контакты | Карта сайта | Посл. редакция 25.06.2017