3.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ОАО «ГАЗПРОМ»

Автоматизация управления процессами энергообеспечения объектов ОАО «Газпром» является одним из важных условий повышения эффективности и надежности работы основного технологического производства предприятий добычи, транс­порта, подземного хранения и переработки газа. Вопросы ав­томатизации объектов энергообеспечения объединения ре­шаются с учетом положений государственных и отраслевых стандартов, руководящих документов, включая:

ГОСТ 24.104 — 85. Единая система стандартов автоматизи­рованных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования:

ГОСТ 24.703 — 85. Единая система стандартов автоматизи­рованных систем управления. Типовые проектные решения в АСУ. Основные положения;

ГОСТ 34.003 — 90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизиро­ванные системы. Термины и определения;

ГОСТ 34.201 — 89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, ком­плектность и обозначение документов при создании автома­тизированных систем;

ГОСТ 34.601 — 90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы, Автоматизиро­ванные системы стадии создания;

ГОСТ 34.602 — 89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы;

ГОСТ 34.603 — 92. Информационная технология. Виды ис­пытаний автоматизированных систем;

РД 50-34.698 — 90. Методические указания. Информацион­ная технология. Комплекс стандартов и руководящих доку­ментов на автоматизированные системы. Автоматизирован­ные системы. Требования к содержанию документов;

Отраслевая система оперативно-диспетчерского управле­ния (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические тре­бования. Руководящий документ/ ОАО «Газпром», 1998;

ВРД 39-1.8-055 — 2002. Типовые технические требования на проектирование КС, ДКС и КС ПХГ/ ОАО «Газпром», 2002;

Основные положения по автоматизации объектов энерго­обеспечения ОАО «Газпром»/ ОАО «Газпром», 2001;

СТО Газпром. Энергохозяйство ОАО «Газпром» АСУ ТП электростанций ОАО «Газпром». Технические требования, 2006, и другие документы.

При создании автоматизированных систем управления процессами энергообеспечения объектов ОАО «Газпром» це­лесообразно учитывать (особенно в части детализации функ­циональных задач) опыт создания АСУ электроэнергетиче­ских систем РАО «ЕЭС России»: РД 34.08.501—89. Основные положения по созданию автоматизированных систем управ­ления предприятий электрических сетей/СПО «Союзтех - энерго», 1989; РД 34.08.502 — 96. Основные научно-техничес - кие требования к созданию и развитию автоматизированных систем управления районов электрических сетей/ РАО «ЕЭС России», 1996; РД 34.11.114 — 98. Автоматизированные систе­мы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие тре­бования/РАО «ЕС России», 1998; и другие документы РАО «ЕС России».

Согласно документу «Основные положения по автомати­зации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» подсис­темой информационйо-управляющей системы общества явля­ется ИСУ Э — информационно-управляющая система объек­тами энергетики. Нижним уровнем ИУС Э являются системы автоматизированного управления объектами энергообеспече­ния (АСУ Э) технологических объектов предприятий добычи, транспорта, хранения и переработки газа. Информация из АСУ Э на верхние уровни ИУС Э передается по каналам свя­зи ИУС ОАО «Газпром» и предприятий для отображения и дальнейшей обработки на рабочих станциях (АРМ) энергети­ческих служб.

Целью создания ИУС Э является: повышение оперативно­сти управления и качества энергообеспечения; быстрая лик­видация ненормальных, аварийных и послеаварийных режи - мов в энергообеспечении; снижение непроизводительных расходов и потерь топливно-энергетических (ТЭР) и вторич­ных энергоресурсов (ВЭР); технический и коммерческий учет всех видов энергоресурсов; ведение диагностики и паспорти­зации оборудования.

Достижение поставленных целей и задач должно осущест­вляться за счет:

применения систем автоматического контроля и регулиро­вания режимов работы и противоаварийной защиты обору­дования всех объектов энергообеспечения на базе использо­вания современных сертифицированных КИП и А, микро­процессорных средств автоматизации и распределенных управляющих программно-технических комплексов с высо­кой эксплуатационной надежностью;

автоматического информационного обеспечения оптими­зации режимов энергопотребления;

использования унифицированных средств и систем авто­матизации, программно-технических комплексов и интер­фейсов взаимодействия уровней управления;

оптимизации структуры программно-технических средств (ПТС), исключающей избыточность технических средств, сни­жающей затраты кабельной продукции и трудоемкость тех­нического обслуживания оборудования систем управления.

В состав объектов управления подсистемой АСУ Э вклю­чаются: объекты электроснабжения (понижающие подстан­ции, электростанции собственных нужд, распределительные устройства, комплектные трансформаторные подстанции, аварийные электростанции, системы постоянного тока, линии электропередачи); объекты теплоснабжения; объекты водо­снабжения; объекты водоотведения.

Исходя из этого АСУ Э представляет собой интегрирован­ную систему управления, состоящую из следующих под­систем:

подсистемы АСУ внутреннего электроснабжения (АСУ ЭС); подсистемы САУ теплоснабжения (САУ Т); подсистемы САУ водоснабжения (САУ В); подсистемы САУ канализационно-очистных сооружений (САУ КОС).

Деление на подсистемы обусловлено разным характером решаемых задач, территориальной разобщенностью объектов, разной скоростью обработки информации и определяется кон­кретной технологией объектов управления нижнего уровня.

Подсистема АСУ ЭС должна выполняться при использо­вании:

в распредустройствах цифровых терминалов РЗА — в виде самостоятельной подсистемы со своей локальной вычисли­тельной сетью и сервером, в составе общей информационно - управляющей системы всего объекта;

в распредустройствах традиционных электромеханических устройств РЗА, как правило, — в виде самостоятельной под­системы на базе устройств сопряжения с объектом (УСО), подключаемых к локальной сети или серверу АСУ ЭС; в слу­чае простых систем электроснабжения, не требующих само­стоятельной подсистемы АСУ ЭС, УСО ЭС подключаются непосредственно к информационно-управляющей системе объекта.

Подсистемы САУ Т, САУ В и САУ КОС должны выпол­няться:

на сложных объектах — с применением самостоятельных контроллеров, устанавливаемых на этих объектах;

для полностью автоматизированных установок допускается выполнять упрощенные САУ Т, САУ В и САУ КОС без при­менения самостоятельных контроллеров с передачей основ­ных параметров, предупредительных и аварийных сигналов на уровень диспетчерского пункта (ДП).

В АСУ Э должны предусматриваться следующие АРМы (рабочие станции):

АРМ оператора системой электроснабжения — подключа­ется к сети АСУ ЭС, устанавливается в операторной или на ДП объекта, предназначена для оперативного управления системой электроснабжения;

АРМ инженера-релейщика — подключается к сети АСУ ЭС, устанавливается в кабинете релейщика или аппаратной, предназначена для текущего обслуживания цифровых терми­налов РЗА, анализа и разбора аварий, вызова осциллограмм, программирования терминалов;

рабочая станция инженера-программиста, совмещенная с сервером (в составе программно-технического комплекса центральной части АСУ ЭС) — предназначена для общего сопровождения системы, обеспечения ее работы в нормаль­ном режиме и технического обслуживания системы;

В ИУС Э должны предусматриваться АРМы энергетика, которые через маршрутизаторы сетей передачи данных под­ключаются к сети АСУ ЭС и технологической ИУС объекта. АРМы энергетика предназначены для работы специалистов службы энергоснабжения.

В рамках ИУС должно быть обеспечено информационное взаимодействие между подсистемами АСУ Э и АСУ ТП ос­новной технологии. Каждая подсистема АСУ энергоснабже­ния должна иметь выход на общую информационно - управляющую систему всего объекта.

Для учета и контроля расхода всех ТЭР и ВЭР в АСУ Э должна предусматриваться АСКУ ЭР, в составе которой реа­лизуется автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии АСКУ Э. Контроль и учет энергообеспечения удаленных объектов (пунктов линейной телемеханики, стан­ции катодной защиты, подстанций и др.) должны быть орга­низованы через систему линейной телемеханики. Команды на управление удаленными объектами должны формироваться на АРМ оператора АСУ ЭС и доставляться по каналам теле­механики на объекты.

Функции ИУС Э распределены по уровням ОСОДУ сле­дующим образом.

Уровень ОАО «Газпром» (первый уровень ОСОДУ): определение потребности в энергоресурсах и планирова­ние норм расхода;

административное управление и контроль производства, распределения и потребления энергоресурсов;

учет получаемых, производимых и потребляемых ТЭР и ВЭР;

анализ расхода энергоресурсов и затрат на их производст­во;

контроль и анализ состояния основного энергетического оборудования;

организация и управление техническим обслуживанием и ремонтом энергетического оборудования;

планирование объемов капитального строительства, мо­дернизации, реконструкции, техперевооружения энергетиче­ских объектов ОАО «Газпром»;

контроль за ходом строительства и реконструкции энерге­тических объектов;

паспортизация энергетического оборудования; информационное обеспечение производства; ведение баз данных.

контроль поставок электроэнергии предприятиям ОАО «Газпром» от РАО ЕЭС;

формирование сводных отчетных документов по потреб­лению энергоресурсов;

формирование сводных отчетных документов по произ­водству электроэнергии и производственным затратам;

анализ затрат на производство энергоресурсов, в том чис­ле и ЭСН;

анализ потерь энергоресурсов; контроль за устранением аварий.

Уровень предприятия (второй уровень ОСОДУ): планирование потребности предприятия в энергоресурсах; контроль поставок энергоресурсов;

формирование сводных отчетных документов в соответст­вии с действующими нормативами ОАО «Газпром» и переда­ча на верхний уровень;

анализ потребления ТЭР и ВЭР;

анализ затрат на производство энергоресурсов, в том чис­ле и ЭСН;

планирование и контроль капитального строительства, мо­дернизации, реконструкции, техперевооружения и капремон­та энергетического оборудования; контроль за устранением аварий; формирование баз данных;

контроль и анализ состояния основного энергетического оборудования;

паспортизация энергетического оборудования; информационное обеспечение производства; контроль процесса энергообеспечения объектов формирование и передача данных на вышестоящий уро­вень управления.

Уровень подразделения (третий уровень ОСОДУ): планирование и реализация технических и ремонтных мероприятий;

оперативное планирование и контроль работы энергетиче­ского оборудования;

контроль процесса энергообеспечения объектов; учет и анализ потребления и производства ТЭР и ВЭР; подготовка отчетных документов по действующим доку­ментам ОАО «Газпром»;

контроль состояния энергетического оборудования; ведение баз данных; паспортизация оборудования; информационное обеспечение производства; формирование и передача данных на вышестоящий уро­вень управления.

Уровень объекта (четвертый уровень ОСОДУ):

Для объектов транспорта, подземного хранения и перера­ботки газа, как правило, 4-й уровень управления представля­ет собой систему оперативного управления АСУ Э. Для объ­ектов добычи газа функции 4-го уровня корреспондируются с функциями 3-го уровня.

Подсистема АСУ ЭС для объектов, оснащенных цифровы­ми терминалами РЗА должна включать следующие основные функции:

формирование на дисплее оператора мнемосхемы элек­троснабжения с отображением наиболее важных пара­метров;

дистанционное управление выключателями главной элек­трической схемы напряжением выше 1000 В и выключателя­ми питания КТП собственных нужд 0,4 кВ (вводными, секци - - онными, аварийного питания);

дистанционное управление пуском и остановом аварийных дизель - генераторов;

контроль действий оператора при выполнении оператив­ных переключений;

проверка достоверности входной информации; релейная защита шин распредустройств и отходящих при­соединений в объеме Правил устройства электроустановок, руководящих указаний по релейной защите и директивных материалов по эксплуатации энергосистем;

обработка, регистрация и вывод на экран дисплея инфор­мации о событиях в текстовой (табличной) форме;

предупредительная и аварийная сигнализация возникно­вения ненормальных и аварийных режимов;

предупредительная сигнализация о неисправностях уст­ройств защиты и автоматики нижнего уровня;

регистрация последовательности срабатывания защит и противоаварийной автоматики;

ведение во всех контроллерах единого времени, привязан­ного к астрономическому (к Государственной Шкале Единого Времени U. Т.С.);

регистрация событий, аварийных и предупредительных сигналов с присвоением метки времени;

вывод на дисплей необходимых документов по ликвидации аварии;

расчет расстояний до мест повреждения воздушных ли­ний;

дистанционное изменение уставок и конфигурации циф­ровых терминалов релейной защиты и автоматики;

обработка информации, получаемой от цифровых терми­налов и блоков УСО, в том числе регистрация пусков защит и автоматики, а также значений контролируемых параметров (токов, напряжений, частоты, мощности и других) в момент пуска защит и в момент срабатывания защит с присвоением метки времени;

контроль режима аккумуляторной батареи, параметров се­ти постоянного тока и состояния подзарядных агрегатов;

осциллографирование параметров аварийных и переход­ных процессов с расшифровкой осциллограмм;

диагностика и контроль оборудования (ресурсов выключа­телей, двигателей и др.);

коммерческий и технический учет электроэнергии, фор­мирование информации о потреблении электроэнергии;

передача информации о расходе электроэнергии в энерго­учетную организацию;

контроль качества электроэнергии;

формирование базы данных, ведение суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива (в том числе аварийной информации); работа с архивными файлами;

диагностика состояния аппаратуры и программного обес­печения АСУ ЭС;

распределение и вывод перечисленной выше информации на мониторы рабочих мест в соответствии с принятой струк­турой АСУ ЭС, получение твердой копии на принтерах рабо­чих мест;

связь с ИУС объекта, передача на верхний уровень необ­ходимой информации о состоянии системы электроснабже­ния и расходе электроэнергии;

поддержка удаленного доступа к системе.

Коммерческий учет электроэнергии должен реализовы­ваться средствами АСКУ Э с передачей данных на сервер АСУ ЭС.

АСУ ЭС должна функционировать в реальном масштабе времени во всех эксплуатационных режимах работы объекта (нормальном, ремонтном, аварийном, послеаварийном).

Для объектов, в распределительных устройствах которых применены традиционные электромеханические устройства РЗА, АСУ ЭС должна выполняться в упрощенном виде, как правило, на базе УСО, подключаемых непосредственно к ло­кальной сети или серверу подсистемы. При этом не следует стремиться копировать те возможности, которые предостав­ляют цифровые терминалы РЗА. Основные функции такой системы включают:

формирование на дисплее оператора мнемосхемы элек­троснабжения с отображением наиболее важных пара­метров;

дистанционное управление выключателями главной элек­трической схемы напряжением выше 1000 В и выключателя­ми питания КТП собственных нужд 0,4 кВ (вводными, секци­онными, аварийного питания);

дистанционное управление пуском и остановом аварийных дизель-генераторов;

обобщенная аварийная и предупредительная сигнализа­ция типа «неисправность в КРУ» и «авария в КРУ», «земля на шинах в КРУ», «перегрузка (главного трансформа­тора)»;

ведение во всех контроллерах единого времени, привязан­ного к астрономическому (к Государственной Шкале Единого Времени U. Т.С.);

регистрация даты и времени аварийных и предупреди­тельных сигналов с присвоением метки времени;

контроль режима аккумуляторной батареи, параметров се­ти постоянного тока и состояния подзарядных агрегатов;

коммерческий и технический учет электроэнергии, фор­мирование информации о потреблении электроэнергии;

передача информации о расходе электроэнергии в энерго­учетную организацию;

формирование базы данных, суточной и сменной ведомо­сти, графиков изменения текущих параметров, архива;

передача на верхний уровень необходимой информации о состоянии системы электроснабжения и расходе электро­энергии.

Рабочая станция инженера-релейщика для систем, не ос­нащенных цифровыми терминалами РЗА, не предусматрива­ется.