Сахнефтегаз Инжиниринг»

8.18 Сети связи

Сеть технологической связи является неотъемлемой составной частью системы управления проектируемых подводных газопроводов и предназначена для организации производственной деятельности, координации и управления между различными площадками

«Nord Stream 2 AG».

Системы связи предусматриваются на базе современных программно-технических средств и информационных технологий и обеспечивают:

−безопасную эксплуатацию транспортировки газа из России в Германию по подводному газопроводу и эффективное реагирование на чрезвычайные ситуации.

−простую эксплуатацию и возможность эффективного обслуживания оборудования с минимальным обслуживающим персоналом.

−гибкость на всех этапах развития (строительства, ввода в эксплуатацию и производства) с достаточной мощностью для работы в качестве единой комплексной системы с высокой степенью надежностью.

Транспортировка газа из России в Германию по подводном газопроводу должна контролироваться «Nord Stream 2 AG» из Главного диспетчерского центра в Штайнхаузен, Швейцария (MCC) или в экстренном случае из Резервного диспетчерского центра в Хам, Швейцария (BUCC).

Для достижения такого уровня контроля, телекоммуникационное оборудование предусматривается установить на следующих площадках:

−Главный диспетчерский центр (MCC) - Штайнхаузен, Швейцария

−Резервный диспетчерский центр (BUCC) - Хам, Швейцария

−Площадка ДОУ, Германия (PTAG) - Германия

−Газоприемная станция (GRS), оператор на выходе, Германия

−Площадка ДОУ, Россия (PTAR) - Россия

−Компрессорная станция (КС) Славянская, оператор на входе, Россия

Для организации каналов связи, позволяющих обеспечить обмен данными с резервированием между площадками:

−ДОУ, Россия (PTAR) и диспетчерскими центрами в Швейцарии

−ДОУ, Германия (PTAG) и диспетчерскими центрами в Швейцарии

−ДОУ, Россия (PTAR) и площадка ДОУ, Германия (PTAG)

предусматривается использование резервируемых арендованных каналов наземных линий связи ООО «Газпром трансгаз Санкт Петербург» и международных операторов связи.

На морском участке линейной части подводных газопроводов строительство технологической связи не предусматривается.

Организация сети связи по территории Германии и Швейцарии настоящим проектом не предусматривается. Компанией будут использованы услуги Главного провайдера телекоммуникационных услуг, обеспечивающего все необходимые каналы для связи между

Сахнефтегаз Инжиниринг»

различными площадками компании Nord Stream 2 AG. Каналы связи будут настроены избыточным способом с разнообразием маршрутизации и провайдеров для максимально возможного сведения к минимуму общего отказа.

Настоящим проектом предусматривается система технологической связи площадки ДОУРоссияиорганизацияканаловсвязиотплощадкиДОУРоссиядо КССлавянская идалее до точки подключения к оборудованию международного оператора, установленного в узле связи ООО «Газпром трансгаз СанктПетербургб» (СПб, ул. Броневая 4) по проекту «Северный поток».

Для обеспечения безопасной и эффективной координации, как в рамках всей организации, так и между различными площадками внутри и вне проекта Nord Stream 2 система технологической связи площадки ДОУ предусматривается в составе:

−глобальная сеть с резервированием (WAN);

−технологическая локальная вычислительная сеть с резервированием (ЛВС);

−офисная локальная вычислительная сеть с резервированием (ЛВС);

−безопасность сети и данных;

−управление сети (система управления и связи трубопровода);

−сервер времени сети системы управления и связи трубопровода;

−корпоративная телефонная система;

−горячая линия телефонной системы;

−автоматическая метеорологическая станция (АМС).

Указанные телекоммуникационные системы сопряжены с системами диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA) для работы в качестве единой и комплексной системы.

Согласование зон эксплуатационной ответственности по сооружениям и системам связи площадки ДОУ Nord Stream 2 AG и КС Славянская ООО «Газпром трансгаз СанктПетербург»представленына схеме организации в Томе 3.9 0284.034.001.П.0001-ТКР9 (W-EN- ENG-PRU-RPD-819-030900RU). Технологическая связь. Береговой участок

Организация каналов связи для выхода абонентов комплекса ДОУ на сеть связи общего пользования (ССОП) и подключение к РАСЦО ГО и ЧС выполняется в соответствии с техническими условиями № 02/17/648-18 от 18.10.2018, выданными филиалом «СевероЗапад» ПАО «Ростелеком». ТУ ПАО «Ростелеком» и схема организации представлены на схеме организации в Томе 3.9 0284.034.001.П.0001-ТКР9 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819- 030900RU). Технологическая связь. Береговой участок.

8.19 Автоматизированная система управления технологическими процессами

В рамках строительства устанавливаются автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) площадки запуска диагностических и очистных устройств морского газопровод «Северный поток - 2». Условное наименование систем - АСУ ТП ДОУ.

АСУ ТП ДОУ предназначена для комплексного автоматизированного контроля и управления технологическим оборудованием площадки запуска диагностических и очистных

Сахнефтегаз Инжиниринг»

устройств в морскую часть газопровода «Северный поток - 2». На АСУ ТП ДОУ возлагается решение задач централизованного контроля состояния основного и вспомогательного технологического оборудования, оперативной реализации управляющих решений.

При создании АСУ ТП ДОУ решаются задачи:

•оперативного формирования информации в реальном масштабе времени об изменениях условий и режимов работы, хода технологических процессов ДОУ;

•своевременного обнаружения и ликвидации отклонений параметров технологических процессов и предупреждения аварийных ситуаций;

•быстрая локализация и ликвидация нештатных, аварийных и послеаварийных режимов в работе ДОУ;

•оперативной реализации управляющих решений;

•непрерывная автоматическая диагностика технологического оборудования;

•недопущения несанкционированного вмешательства и минимизация ущерба от возможных ошибок персонала;

•обеспечение информационного взаимодействия с АСУ ТП КС «Славянская»;

•обеспечение информационного взаимодействия с основным и резервным диспетчерскими пунктами Компании «Норд Стрим 2 АГ» в Швейцарии (MCC основной и BUCC резервный);

•архивирования производственной и технологической информации;

•снижения непроизводительных затрат энергоресурсов;

•обеспеченияперсоналаретроспективнойинформацией(регистрациисобытий,расчёт показателей и др.) для анализа, оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонта;

•улучшения условий и повышение производительности труда персонала служб, осуществляющих эксплуатацию и техническое обслуживание оборудования.

АСУ ТП ДОУ на российской стороне газопровода (PTAR) представляет собой единую двухуровневую систему, интегрирующую совокупность рассредоточенных и взаимоувязанных локальными сетями систем автоматизации объектов ДОУ.

АСУ ТП ДОУ обеспечивает следующие режимы управления:

•местный – команды подаются с АРМ оператора ДОУ (операторная в СЭБ LOCAL

CONTROL ROOM);

•дистанционный – команды подаются от центрального диспетчерского пункта (ЦДП) Компании «Норд Стрим 2 АГ».

Выбор режима местный – дистанционный осуществляется с АРМ оператора ЦДП. Основным режимом является дистанционный.

Интеграция проектируемой АСУ ТП ДОУ в ЦДП Компании «Норд Стрим 2 АГ» реализуется посредством организации информационного взаимодействия между серверами АСУ ТП ДОУ и ЦДП.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

Нижний уровень АСУ ТП осуществляет непосредственное взаимодействие со средствами контроля состояния технологического оборудования и процессов, и обеспечивают автоматическое выполнение функций контроля и управления технологическим оборудованием (включение и выключение, регулирование технологических параметров) с учетом требований безаварийной и безопасной эксплуатации в соответствии с заданными режимами функционирования и командами управления и состоит из следующих систем:

•система управления энергоснабжением (Facility PCS);

•система управления трубопроводом (PCS);

•система аварийного останова (ESD);

•система безопасности давления (PSS).

На верхнем уровне АСУ ТП ДОУ – уровне оперативного контроля и управления находятся программно-технические средства (ПТС), обеспечивающие решение задач контроля, управления и автоматизированное рабочее место (АРМ) оперативного персонала, объединенное конструктивно в местный пульт контроля и управления.

Система верхнего уровня АСУ ТП ДОУ используется для сбора, архивирования соответствующих данных из PCS, ESD и PSS и представлении собранных данных на АРМ оператора ДОУ (операторная в СЭБ). Кроме этого, система верхнего уровня АСУ ТП ДОУ обеспечивает их передачу в смежные системы:

•систему моделирования газопровода «Северный поток - 2» (PAS);

•основной и резервным посты управления ЦДП Компании «Норд Стрим 2 АГ» в Швейцарии (MCC основной и BUCC резервный);

АСУ ТП площадки приема диагностических и очистных устройств (ДОУ) в Германии

(PTAG).

8.20 Система автоматической пожарной сигнализации, пожаротушения и контроля загазованности

Система автоматической пожарной сигнализации зданий производственноэксплуатационной и технологической площадок ДОУ выполнена на базе адресно-аналогового оборудования пожарной сигнализации производства компании «Schrack Seconet». В основе применяемого оборудования находится микропроцессорная система, работающая под управлением операционной среды реального времени в многозадачном режиме. Благодаря модульной децентрализованной конструкции приемно-контрольные приборы «Integral IP» являются универсальными приборами и могут использоваться как в виде отдельных автономных станций, так и в составе крупных сетевых систем.

В системе применяется принцип построения кольцевых шлейфов пожарных извещателей и управляющих модулей. Каждый из шлейфов подключается, управляется и контролируется прибором приемно-контрольным и управления пожарным «Integral IP MXF».

Проектом предусмотрено применение ППКУП «Integral IP MXF» в количестве 2 шт. Один ППКУП «Integral IP MXF» размещается в здании СЭБ производственноэксплуатационной площадки и используется для защиты зданий указанной площадки, а также

Сахнефтегаз Инжиниринг»

для управления направлением автоматического пожаротушения помещений аппаратной и электрощитовой (см. пункт 3.2). Второй ППКУП «Integral IP MXF» размещается в здании электросистем технологической площадки и используется для защиты зданий указанной площадки, а также для управления направлениями автоматического пожаротушения отсеков дизельнойэлектростанции,атакжепомещенийзданияэлектросистем.ППКУПсвязанымежду собой линией интерфейса RS-485. Связь с ППКУП «Integral IP MXF», имеющем в своем составе пульт индикации и управления «B5-CII-RU» (ППКУП установлен в пункте с постоянным пребыванием персонала), осуществляется посредством отдельного огнестойкого волоконно-оптического кабеля (см. пункт 3.5). Таким образом, осуществляется контроль противопожарного состояния всех зданий и сооружений площадок ДОУ (см. приложение А). В кольцевые шлейфы ППКУП включены как адресные пожарные автоматические и ручные пожарные извещатели, так и модули ввода или вывода информационных и управляющих сигналов для обеспечения управления АУПТ, а также для управления системами жизнеобеспечения соответствующих защищаемый зданий в случае возникновения пожара. Количество устройств, устанавливаемых в каждый из кольцевых шлейфов не превышает 150 шт., что не превышает максимальное допустимое количество 250 шт. Максимальная длина кольцевого шлейфа не превышает 1000 м из максимально допустимых 3500 м согласно технической документации на ППКУП.

Средствами автоматических установок пожаротушения в соответствии с нормативными документами, а также дополнительными требованиями заказчика защищаются следующие помещения зданий производственно-эксплуатационной и технологической площадок ДОУ на территории РФ:

•помещения здания электросистем;

•отсеки блок-бокса дизельной электростанции;

•помещения аппаратной и аккумуляторной здания служебно-эксплуатационного блока.

ПроектомпринятоиспользованиемодульныхустановокАУПТпроизводствакомпании «Minimax» в соответствии с требованиями заказчика. Емкость модулей выбирается из расчета массыГОТВ.Контрользарядаогнетушащеговеществаосуществляетсяпомассе,утечкаГОТВ контролируется автоматически при помощи сигнализатора на запорно-пусковом устройстве модуляАУПТ.ВкачествеогнетушащеговеществапотребованиюзаказчикаиспользуетсяФК- 5-1-12 (CF3CF2C(O)CF(CF3)2) «NOVEC 1230».

По требованию заказчика наружные установки технологической площадки ДОУ подлежат защите автоматическими извещателями пламени «SharpEye 40/40 I-311SR-IR3», схема расположения которых приведения в приложении Б. Извещатели устанавливаются в местах расположения наиболее ответственных узлов (фланцевые соединения, площадки обслуживания кранов и т.п.) и имеют взрывозащищенное исполнение. Каждая зона контролируется не менее, чем двумя извещателями пламени с противоположных сторон. Сигнал «Пожар» формируется при срабатывании минимум двух извещателей. Кроме того, на технологической площадке устанавливаются ручные пожарные извещатели «SM87PBL».

В качестве приемно-контрольного оборудования приняты приемно-контрольные пожарные приборы компании «Dräger» – «REGARD 7000». Передача сигналов от указанных ППКП в АСУТП осуществляется посредством интерфейса «Modbus RTU».

Система контроля загазованности выполнена в соответствии с требованиями: