Дело в том, что крупнейшие независимые производители газа (НПГ) в РФ, такие, как «Роснефть», «Новатэк», «ЛУКОЙЛ» и «Сургутнефтегаз», давно воюют с газовым монополистом за недискриминационный доступ к единой системе газоснабжения (ЕСГ) «Газпрома».

Современная структура газотранспортной системы страны сложилась в 70-90-е годы, когда начали бурно осваиваться газовые месторождения Западной Сибири. К уже действующим системам Саратов – Москва, Северный Кавказ – Центр, Бухара – Урал, Средняя Азия – Центр и другим добавились протяженные магистральные газопроводы из Тюменской области.

ЕСГ России сегодня включает более 151 тыс. км магистральных газопроводов и более 1 тыс. км газопроводов-перемычек, 256 компрессорных станций и 23 подземных хранилищ газа (ПХГ).

Право собственности на ЕСГ принадлежит «Газпрому».

В настоящее время инициативы НПГ простираются гораздо дальше, чем просто допуск к ЕСГ, и речь идет действительно о возможной реформе газовой отрасли, то есть либерализации экспорта трубопроводного газа и предоставлении НПГ доступа к газпромовским газовым хранилищам, которые позволяют компенсировать сезонные изменения спроса.

В «Газпроме» считают, что эти нововведения подорвут «стабильность бюджетных поступлений, сохранение поставок газа зарубежным потребителям в рамках межправительственных соглашений, а также развитие энергетики России в целом» и что «реализация подобных инициатив может фактически привести к краху газовой отрасли».

Основной идеей независимых производителей газа, «от имени и по поручению» которых выступил в свое время глава «Роснефти» Игорь Сечин, было выделение из структуры «Газпрома» ЕСГ и создание на ее базе газотранспортного аналога «Транснефти». Для этого предлагалось выделить из «Газпрома» трубопроводный бизнес. Однако правительственная комиссия по ТЭК, которая в октябре 2014 года занималась этим вопросом, данный проект не поддержала.

В настоящее время доступ к ЕСГ предоставляется всем российским производителям газа, но для независимых производителей, которых в «Газпроме» называют «нерегулируемым сектором», тарифная плата за транспортировку газа в пять раз больше, чем для газпромовских «дочек», у которых тарифы на уровне себестоимости транспортировки.

Либерализация газового рынка ожидаемо повысит конкуренцию на внутреннем рынке, что приведет к снижению цен на газификацию населенных пунктов РФ и даст толчок к развитию социальной сферы.

Кроме того, вывод из «Газпрома» ЕСГ и допуск к экспорту трубопроводного газа независимых производителей снимет обвинения против российского газового монополиста со стороны Еврокомиссии, которая требует «свободы транзита» газа.

Столь же очевидны и возможные негативные последствия реструктуризации «Газпрома». Магистральные газопроводы в России довольно сильно изношены, и если ЕСГ будет выделена в отдельную организацию, условный «Трансгаз», то это наверняка приведет к урезанию бюджета на диагностику и ремонт трубопроводов, а, следовательно, увеличит их аварийность.

Между тем, число аварий на объектах «Газпрома» и без того резко выросло за последние годы. По данным Ростехнадзора, в прошлом году число аварий выросло на 65%. В 2017 году было 40 аварий, в результате которых были травмированы или погибли люди, в то время как в 2016 году всего 22. Заметим, что эксперты Ростехнадзора провели анализ этих аварий и пришли к выводу: их основная причина заключается в том, что «Газпром» утратил контроль над своими дочерними предприятиями.

Самая масштабная по размерам ущерба и экологическим последствиям авария произошла в Свердловской области. Здешняя «дочка» «Газпрома» - «Газпром трансгаз Югорск», что называется, до последнего эксплуатировала трубопровод, проложенный еще в 1966 году. Когда древнюю трубу начали ремонтировать, 26 июля ее разорвало на 354-м км магистрального газопровода «Игрим - Нижний Тагил». Длина порыва составила 20 метров. В своем заключении Ростехнадзор отметил низкий уровень организации со стороны Ивдельского линейного управления «Газпрома» и формальный подход к исполнению своих обязанностей со стороны сотрудников «Газпром трансгаз Югорск».

Снижение уровня корпоративного менеджмента «Газпром» пытается компенсировать за счет ограничения доступа НПГ в свою трубу. Так, стало известно, что «Газпром» с 15 мая в очередной раз снизит объемы закупок газа у независимых производителей. У «ЛУКОЙЛа» - на 3 млн. куб. м в сутки, у ТНК-ВР – на 2,2 млн. куб. м, у «Роснефти» – на 1,73 млн. куб. м. Возможно, будет также снижена закупочная цена у независимых производителей газа.

А, между тем, именно жесткая ценовая политика «Газпрома» привела его к потере потребителей, которые стали уходить к конкурентам.

В России такими стали независимые производители газа, которые с 1999 года по 2014 год нарастили добычу газа в 7 раз (с 33 млрд. до 208 млрд. куб. м), в Европе - поставщики СПГ: только лишь катарская Qatargas за нулевые годы увеличила свой экспорт в страны Старого Света в 9 раз (с 5 млрд. до 44 млрд. куб. м). Довершила дело по ослаблению позиций «Газпрома» сланцевая революция в США.

Что же касается самого «Газпрома», то одной из его главных проблем является снижение добычи газа за последние 10 лет на 20%. Это связано в основном с естественным снижением добычи на Ямбургском и Уренгойском месторождениях, введенных в эксплуатацию еще в 80-е годы. Введение в строй Бованенковского месторождения не может компенсировать падение добычи в Ямбурге и Уренгое. Однако вместо того, чтобы вложиться в новые месторождения, «Газпром» активно скупал непрофильные активы - нефтяные («Сибнефть», «Томскнефть»), энергетические («Мосэнерго») и газотрейдерские («Росукрэнерго»).

Таким образом, на пике мировых цен на углеводороды (между 2003 и 2007 годами) в развитие газодобычи «Газпром» вложил $18,5 млрд., а в скупку непрофильных активов - $32,1 млрд. Это типичный пример неорганичного корпоративного роста, который и привел к нынешней негативной проблематике у газового монополиста и его попытке решить свои проблемы отчасти за счет независимых производителей.

Еще одной проблемой газового монополиста стал внешний долг, выросший за 10 последних лет в 3 раза (с 500 млрд. до 1,65 трлн. рублей).

Снижение уровня корпоративного менеджмента, потеря экспортных рынков и финансовые проблемы – все это привело к резкому обрушению капитализации «Газпрома». Если в 2006 году он входил в четверку самых дорогих компаний мира ($257,7 млрд.), уступая лишь ExxonMobil ($390 млрд.), General Electric ($354 млрд.) и Microsoft ($280 млрд.), то в 2016 году опустился в самый конец третьей сотни компаний, а капитализация российского газового монополиста снизилась до $56,6 млрд.

Главная причина всех проблем «Газпрома» - его монопольное положение на российском рынке, поэтому рано или поздно реструктуризация «Газпрома» станет безальтернативной. Главное здесь – не увлечься мифами о приватизации и демонополизации как экономической панацее. Возможно, на сегодняшний день оптимальным может стать вариант, предложенный «Новатэком», который подразумевает создание и допуск к трубопроводному экспорту совместных предприятий «Газпрома», а также независимых производителей газа.

Ответ редакции

На сегодняшний день у России существует три варианта поставок газа в Европу. Это украинская газотранспортная система, а также газопроводы «Ямал - Европа» и «Северный поток».

В случае прекращения Украиной транзита российского газа в Европу «Газпром» планирует осуществлять поставки:

• через Белоруссию (газопровод «Ямал - Европа»),
• по дну Балтийского моря в обход транзитных государств (газопровод «Северный поток»).

Проблема с транзитом газа в Европу через территорию Украины для «Газпрома» станет дополнительным аргументом в пользу:

• скорейшего завершения строительства газопровода «Южный поток»,
• расширения «Северного потока» в дальнейшем.

В 2013 году Евросоюз приобрёл в России 133 млрд кубометров газа, большая часть этого объёма (около 85 млрд кубометров) поступает через Украину, остальной газ из России транспортируется по газопроводам «Северный поток» и «Голубой поток», которые обходят украинскую территорию.

«Северный поток» — газопровод, связывающий Россию и Германию по дну Балтийского моря в обход транзитных государств: Белоруссии, Польши и других восточноевропейских и прибалтийских стран.

Строительство газопровода началось в 2010 году, в эксплуатацию он был введён в ноябре 2011 года.

По состоянию на 2011 год:

• 51 % акций принадлежал «Газпрому»,
• по 15,5 % — немецким акционерам E.ON Ruhrgas и Wintershall Holding AG, по 9 % — компаниям N.V. Nederlandse Gasunie (Нидерланды) и GDF Suez (Франция).

Проект газопровода неоднократно вызывал возражения у Польши и прибалтийских государств.

В 2013 году транзит газа составил всего около 12 млрд кубометров при мощности первой ветки более 27 млрд. Притом что строительство второй ветки газопровода позволило увеличить мощность до 55 млрд кубометров в год. Использовать обходные ветки газопровода на полную мощность Россия сможет за счёт замещения украинского транзита, но, по прогнозам экономистов, данные объёмы не удовлетворят возросшие потребности Европы в газе.

«Северный поток». Фото: РИА Новости / Григорий Сысоев

«Ямал - Европа»

Газопровод «Ямал - Европа» протяжённостью свыше 2000 км проходит по территориям:

• России,
• Белоруссии,
• Польши,
• Германии.

Газопровод соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с конечными потребителями в Западной Европе.

Его строительство началось в 1994 году, в 2006 году трубопровод вышел на проектную мощность в 32,96 млрд кубометров газа в год.

«Газпром» является единственным владельцем белорусского участка газопровода. Польским участком газопровода владеет EuRoPol Gaz (совместное предприятие «Газпрома» и польской PGNiG). Владельцем германского участка газопровода является WINGAS (совместное предприятие «Газпрома» и Wintershall Holding GmbH).

Транзит природного газа по белорусскому участку «Ямал - Европа» в 2013 году составил 19,5 %. Потребителям Беларуси поставлено 20,3 млрд кубометров газа.

В апреле 2013 года президент России дал поручение руководству «Газпрома» изучить возможность реализации проекта «Ямал - Европа-2», подразумевающего строительство газопровода от границы Белоруссии по территории Польши до Словакии.

Газокомпрессорная станция «Несвижская» — одна из пяти станций на белорусском участке газопровода «Ямал - Европа». Фото: РИА Новости / Иван Руднев

«Голубой поток»

«Голубой поток» — газопровод между Россией и Турцией, проложенный по дну Чёрного моря. Предназначен для поставок российского природного газа в Турцию.

Общая протяжённость газопровода — 1213 км.

Сооружение морского участка «Голубого потока» длиной 396 км началось в сентябре 2001 года и полностью завершилось в мае 2002 года.

Сухопутный участок проложен от города Изобильный Ставропольского края до села Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Чёрного моря длиной 373 км.

Морской участок от Архипо-Осиповки до терминала «Дурусу», расположенного в 60 км от города Самсун (Турция), длиной 396 км.

Сухопутный участок на турецкой стороне от города Самсун до города Анкара длиной 444 км.

Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд кубометров газа в год. По состоянию на 11 марта 2014 года, общий объём поставок по «Голубому потоку» (с февраля 2003 года) составил 100 млрд кубометров газа.

Трубопровод «Голубой поток». Компрессорная станция «Береговая», вид с моря. Видна просека, в которой находится закопанный газопровод. Фото: Commons.wikimedia.org / Rdfr

Запуск газопровода «Южный поток» намечен на 2015 год.

Морской участок газопровода пройдёт по дну Чёрного моря в экономических зонах:

• России,
• Турции,
• Болгарии.

Общая протяжённость черноморского участка составит 930 км.

Проектная мощность — 63 млрд куб. м.

Сухопутный участок газопровода пройдёт по территориям Болгарии, Сербии, Венгрии и Словении. Конечная точка газопровода — газоизмерительная станция Тарвизио в Италии. От основного маршрута будут построены отводы в Хорватию и Республику Сербскую (государственное образование на территории Боснии и Герцеговины).

В реализации проекта участвуют:

- в Болгарии — South Stream Bulgaria AD (по 50 % у «Газпрома» и «Болгарского энергетического холдинга» ЕАД);

- в Сербии — South Stream Serbia AG (доля «Газпрома» — 51 %, ГП «Сербиягаз» — 49 %);

- в Венгрии — South Stream Hungary Zrt. (по 50 % у «Газпрома» и MFB (в 2012 году партнёром стала компания MVM Zrt.));

- в Словении — South Stream Slovenia LLC (по 50 % у «Газпрома» и Plinovodi d.o.o.);

- в Австрии — South Stream Austria Gmbh (по 50 % у «Газпрома» и OMV);

- в Греции — South Stream Greece S.A. (по 50 % у «Газпрома» и DESFA).

После завершения строительства газопровода совокупные поставки газопроводов «Северный поток» и «Южный поток» могут составить около 120 млрд куб. м газа в год.

«Южный поток». Фото: РИА Новости / Сергей Гунеев

Поставки газа для Украины

«Газпром» и «Нафтогаз» в декабре 2013 года после переговоров глав двух государств подписали дополнение к контракту, которое даёт возможность российскому холдингу поставлять газ на Украину по $268,5 за тысячу кубов — со скидкой примерно на треть к контрактной цене.

Скидка начала действовать с 1 января 2014 года, однако это дополнение к контракту должно продлеваться сторонами ежеквартально. В начале марта «Газпром» заявил, что с апреля 2014 года отменит скидку из-за долгов Украины за газ.

Цена российского газа для Украины с 1 апреля может вырасти примерно до $500 за тысячу кубометров.

ГТС Украины

Украинская ГТС представляет собой сеть газопроводов и отводов, которые обеспечивают надёжность газоснабжения в случае аварий на отдельных трубопроводах. Природный газ поступает на Украину по 22 магистральным газопроводам («Союз», «Прогресс», «Уренгой - Помары - Ужгород» и др.), а выходит за пределы Украины — по 15.

Это вторая в Европе и одна из крупнейших в мире газотранспортных систем.

Общая протяжённость газопроводов Украины составляет 283,2 тыс. км.

Пропускная способность

• на границе РФ с Украиной — 288 млрд куб. м в год;
• на границе Украины с Польшей, Румынией, Белоруссией, Молдавией — 178,5 млрд куб. м в год;
• со странами ЕС — 142,5 млрд куб. м в год.

Аннотация:

Основной особенностью единой системой газоснабжения России (ЕСГ) является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически, объектов добычи газа, его транспортировки, переработки, распределения и резервирования. Это газовые промыслы, магистральные газопроводы, газораспределительные станции, газораспределительные сети, станции подземного хранения и средства управления этими объектами. ЕСГ отличается физическими характеристиками процесса транспорта и распределения газа от других аналогичных систем, прежде всего, это касается возможностей маневрирования потоками газа и отборами его из месторождений для покрытия суммарных суточных и недельных потребностей.

JEL-классификация:

Основной особенностью единой системой газоснабжения России (ЕСГ) является совокупность рассредоточенных на большом расстоянии, но связанных технологически, объектов добычи газа, его транспортировки, переработки, распределения и резервирования. Это газовые промыслы, магистральные газопроводы, газораспределительные станции, газораспределительные сети, станции подземного хранения и средства управления этими объектами. ЕСГ отличается физическими характеристиками процесса транспорта и распределения газа от других аналогичных систем, прежде всего, это касается возможностей маневрирования потоками газа и отборами его из месторождений для покрытия суммарных суточных и недельных потребностей.

Если объединение локальных энергетических сетей в единую систему позволяет успешно решать тактические задачи практически мгновенной переброски потоков энергии из одного района страны в другой (благодаря чему возможен, так называемый, “системный эффект”, определяемый снижением необходимых резервных мощностей в энергосистемах), то в единой системе газоснабжения системный эффект выражается значительно слабее. Это связано со скорость движения газа, которая не превышает 40 км/час. Контроль же за системой газоснабжения по схеме “промысел – газопровод ‑ потребитель” дает возможность решать стратегические задачи планирования только там, где наиболее полно можно задействовать использование мощностей газопроводов при изменении районирования добычи и использования природного газа.

Существует тесная экономическая связь всех элементов ЕСГ, проявляющаяся в процессах планирования, ценообразования и управления. При изменении главных параметров (объемов годового отбора газа из месторождений, мощности межрайонного потока, уровня цен на природный газ для промышленности и населения) или какого-либо другого существенного элемента ЕСГ должны быть изменены и параметры остальных элементов.

Так, увеличение потока газа из месторождений, находящихся в Западной Сибири, в Западную Европу приводит к необходимости уменьшения потока на Урал, что в свою очередь вызывает перераспределение потоков от всех газовых месторождений, питающих европейскую часть России и Урал. Вместе с этим изменяются и суммарные затраты на систему в целом. Таким образом, создается положение при котором, какой-либо начальный импульс (изменение потока или отбора газа по элементу ЕСГ) вызывает цепочку последовательных влияний, охватывающих в итоге всю ЕСГ. Возникновение такой ситуации возможно как при выходе на газовый рынок независимых поставщиков, так и в случае, если не будет устанавливаться оптимальная цена на поставляемый газ между промышленностью и населением.

Технологически ЕСГ делиться на две подсистемы, жестко связанные между собой: межрайонные транспортные подсистемы, по которым газ передается из основных газодобывающих районов к районам потребления, и региональные (локальные) подсистемы (РГС), обеспечивающие поставку газа потребителям. То есть для обеспечения надежного и стабильного снабжения потребителей природным газом требуется жесткий технологический, финансовый и юридический контроль за межрайонными и региональными подсистемами.

В современных условиях к вышеперечисленным задачам добавились новые:

1. Несбалансированность механизма ценообразования на природный газ, который не отвечает интересам “Газпрома” и потребителей газа.

2.Сезонность получения доходов от продажи газа и постоянный рост затрат на обслуживание газотранспортной системы.

Ценообразование при продаже природного газа

В России в настоящее время на природный газ действуют две цены: оптовая для промышленности и другая для населения. Все цены утверждаются Федеральной энергетической комиссией один раз в год. Для потребителя цена за 1000 м З потребленного газа определяется по следующим схемам:

1. Для населения ‑ оптовая цена + проценты надбавки розничной цены (20-30%) для покрытия расходов газораспределительной организации.

Оптовая цена для промышленности на сегодня составляет 500 руб. (16 долларов) за 1000 м З, для населения ‑ 300 руб. (10 долларов) за 1000 м З, средняя цена ‑ 400 руб.

2. Для промышленности ‑ произведение оптовой цены и коэффициента неравномерности (перебор лимитов потребления газа) в зависимости от сезона (зимой ‑ 1,6, летом – 1,1) + произведение надбавки газораспределительной организации (ГРО) и НДС.

Розничная цена природного газа для населения формируется из оптовой цены на газ плюс 20-30% надбавки ГРО. Данный механизм ценообразования практически определяется органами власти субъектов Федерации, исходя не из интересов ЕСГ и общества в целом, а из политических целей региональных властей, которые заявляют: “Население в регионе ‑ малообеспеченное и платить за природный газ на уровне Европы не в состоянии”. Данная политика вводит в заблуждение не только поставщиков газа, но и само население. Это наглядно можно показать на примере газораспределительной организации.

Оплата природного газа для населения определяется как произведение розничной цены газа на норму потребления, которая в свою очередь определяется по типу газовых приборов, установленных в квартирах потребителей, и утверждается региональными властями по представлению ГРО. Практика показывает, что при установке в квартирах приборов учета природного газа доход за получаемый природный газ падает в 2-3 раза. Это наглядно демонстрирует опыт Калининградской области, где розничная цена на газ для квартир, оборудованных приборами учета, установлена в размере 1200 руб. / 1000 м З (при розничной цене для остальных квартир 340руб. / 1000м 3). Отсюда следует однозначный вывод, что в случае поднятия цены на газ, для населения, прежде всего, необходимо установить приборы учета. То есть дать возможность населению реально контролировать потребление газа в зависимости от своих потребностей и платежеспособности.

Алгоритм определения оптовый цены для предприятий ЕСГ и транспортной надбавки газораспределительной организации (ГРО) состоит в следующем: сумма всех затрат по добыче, транспорту, продаже, газораспределению и процент рентабельности делится на объем транспортируемого газа. Таким образом, сам алгоритм определения цены не стимулирует заинтересовать организаций ЕСГ в увеличении объемов добычи и транспорта газа без увеличения своей себестоимости. Учитывая низкие цены на природный газ в России ставиться вопрос о повышении этих цен к 2010 году до 55 долларов, но нигде не обсуждаются следующие вопросы:

1) Будут ли покупать по такой цене природный газ, если основной потребитель природного газа РАО ЕЭС фактически переходит на рыночную модель функционирования, имея при этом техническую возможность быстрого перехода на сжигание мазута?

2) Не измениться ли спрос на природный газ и, соответственно, не уменьшиться ли прибыль “Газпрома” в связи с выходом на рынок газа независимых поставщиков в лице газонефтяных компаний, имеющих возможность поставлять мазут и газ по приемлемым ценам для потребителей?

Проиллюстрируем подобную ситуацию с помощью нижеприведенного примера:

Пример.

Региональная энергетическая компания имеет котлоагрегаты, которые могут работать как на газе, так и на мазуте.

1) Стоимость (С) 1000 м З газа с калорийностью 8500 ккал /кг и удельным весом 0,685 кг/м 3 составляет зимой:

С =400 * 1,6* 1,2+44,6 *1.2 =821,52 руб.

С- 400 * 1,1 * 1.2 + 44,6 * 1,2= 535,2 руб.

где 400 руб. ‑ оптовая цена на газ;

1,6 и 1,1 ‑ коэффициенты за перерасход лимитов газа;

44,6 руб. ‑ надбавка ГРО;

1,2 ‑ налог на добавленную стоимость.

Средневзвешенная цена 1000 м З газа ‑ 678,36 руб.

Стоимость одной гкал энергии из газа = стоимость топлива / калорийность* вес / 1000000.

Или в нашем случае: 678,36 / 685 * 8500 / 1000000 = 116 руб. за гкал энергии.

3) Стоимость мазута 2500 руб./тонну на теплоэлектростанции, калорийность мазута 9800 ккал/кг, удельный вес 1,015 г/м3.

Стоимость одной гкал энергии мазута ‑ 251 руб .

То есть стоимость одной гкал тепловой энергии из газа меньше в 2,16 раза.

Таким образом, рыночная цена за природный газ для данной энергетической компании с учетом всех налогов и акцизов и транспортной надбавки ГРО на газ должна быть не более 1452 руб. / 1000 м З. Данная цена выгодна и “Газпрому”, поскольку спрос на его продукцию не падает.

Исходя из выше изложенного, можно сделать такие выводы :

1. Цена природного газа для населения должна быть выше цены газа для промышленности, при условии оснащения населения приборами учета и отказа от норм потребления. Данное предложение необходимо сделать привлекательным для населения как потребителя для любого поставщика газа. Перераспределение потоков за счет цены на природный газ между населением и промышленностью позволит обеспечить оптимальную загрузку газопроводов и надежность системы в целом, а также не должно привести к увеличению затрат ЕСГ.

2. Необходимо отказаться от алгоритма ценообразования на природный газ как частного от деления затрат ЕСГ на объем транспортируемого газа, поскольку данный метод не отвечает стимулированию снижения издержек на добычу, транспорт и распределение газа. Кроме этого ЕСГ может потерять сектор рынка природного газа в промышленности и энергетике при выходе на этот рынок газонефтяных компаний, что уменьшит доходы акционеров и инвесторов “Газпрома”.

Об экономических проблемах и особенностях промышленного производства и потребления газа читайте в следующем номере журнала.

Издайте свою монографию в хорошем качестве всего за 15 т.р.!
В базовую стоимость входит корректура текста, ISBN, DOI, УДК, ББК, обязательные экземпляры, загрузка в РИНЦ, 10 авторских экземпляров с доставкой по России.

Москва + 7 495 648 6241

Единая система газоснабжения. Её основные показатели и элементы. Перспективы развития.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.

ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

В состав ЕСГ входит свыше 160 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, более 25 объектов подземного хранения газа.

Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках.

Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому».

По официальной информации Министерства энергетики, было добыто в период с января по май 2014 года 285 млрд 173,1 млн куб. м природного газа . Для поставок газа на внутренний рынок и выполнения экспортных обязательств «Газпромом» реализуются проекты строительства газотранспортных мощностей.

Приоритетные проекты в России:

• «Бованенково - Ухта» . Система магистральных газопроводов предназначена для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал. В 2012 г. первая нитка, протяженностью более 1240 км, введена в эксплуатацию.
• «Ухта - Торжок». Проект является частью нового коридора для транспортировки ямальского газа и предусматривает строительство системы магистральных газопроводов протяженностью более 1300 км. В 2012 г. завершено строительство первой нитки газопровода на участке «Ухта - Грязовец» (972 км).
• «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». Газотранспортная система является одним из приоритетных проектов Восточной газовой программы. Общая протяженность - свыше 1800 км. В сентябре 2011 г. введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс протяженностью 1350 км, что позволило начать поставки газа в Приморский край. С пуском этой газотранспортной системы дан старт масштабной газификации регионов Дальнего Востока, созданы условия для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

· «Починки - Грязовец» . Газопровод обеспечивает возможность подачи дополнительных объемов газа в Грязовецкий газотранспортный узел и маневрирование потоками газа после ввода месторождений полуострова Ямал. К концу 2011 г. введены в эксплуатацию линейная часть газопровода протяженностью около 645 км и три компрессорные станции.

· «Грязовец - Выборг». Газопровод необходим для подачи газа в «Северный поток», а также для обеспечения транспортировки дополнительных объемов газа потребителям Северо-Запада России. В 2011 г. завершено строительство линейной части газопровода (более 900 км) и цехов на пяти компрессорных станциях, сейчас ведется сооружение системы лупингов - участок трубопровода, прокладываемый параллельно основному трубопроводу; подключается для увеличения пропускной способности последнего. Ha участке трубопровода c лупингом расход транспортируемого продукта в основном трубопроводе уменьшается, следовательно, сокращается общая потеря напора на преодоление гидравлического сопротивления. Поэтому при неизменной величине напора пропускная способность трубопровода в целом увеличивается тем значительнее, чем больше площадь поперечного сечения лупинга (общая протяженность около 700 км) и оставшихся компрессорных мощностей.

· «Джубга - Лазаревское - Сочи». Газопровод позволяет обеспечить надежное и бесперебойное газоснабжение г. Сочи, а также курортной зоны побережья Черного моря, активно развивать газификацию г. Сочи и Туапсинского района Краснодарского края, повысить качество жизни населения и придать мощный импульс развитию курортного бизнеса региона, в частности, полностью перевести здравницы Черного моря на круглогодичный режим работы. Протяженность газопровода составляет 171,6 км, из которых 90% - морская часть. Введен в эксплуатацию в июне 2011 г.

Приоритетные зарубежные проекты:

• «Северный поток». Проходя через акваторию Балтийского моря газопровод напрямую соединяет газотранспортные системы России и Европы. Протяженность «Северного потока» составляет 1224 км. В ноябре 2011 г. была введена в эксплуатацию первая нитка газопровода. В апреле 2012 досрочно была уложена вторая нитка газопровода. В конце мая на первой нитке «Северного потока» успешно завершились испытания под полной загрузкой (75 млн куб. м газа в сутки), что соответствует проектной мощности 27,5 млрд куб. м в год.
• «Южный поток». Проект строительства газопровода через акваторию Черного моря в страны Южной и Центральной Европы в целях диверсификации маршрутов экспортных поставок природного газа. Общая протяженность черноморского участка составит около 900 километров. В сентябре 2011 г. состоялось подписание Соглашения акционеров компании SouthStreamTransport AG для реализации морского участка проекта. В октябре 2011 г. завершена разработка сводного технико-экономического обоснования «Южного потока», объединившего ТЭО морского участка, а также ТЭО строительства национальных участков газопровода по территории стран Южной и Центральной Европы. В декабре 2011 г. получено разрешение на строительство газопровода «Южный поток» через исключительную экономическую зону Турции. Утвержден подробный план мероприятий, позволяющий перейти на стадию строительства газопровода в конце 2012 г. В апреле 2012 г. было завершено вхождение иностранных партнеров ОАО «Газпром» в проектную компанию SouthStreamTransport AG.

Перспективные проекты:

«Южный коридор». Система газопроводов позволит направить в регионы центральной и южной части России дополнительные объемы газа, а также обеспечить бесперебойную подачу газа в магистральный газопровод «Южный поток». В рамках проекта предполагается сооружение около 2500 км магистральных газопроводов и 10 компрессорных станций. Проект планируется осуществить до декабря 2019 г. в два этапа: западный участок (более 800 км) и восточный участок (более 1600 км).

«Алтай». Проект предусматривает создание нового газопровода от уже существующего транспортного коридора до западного участка российско-китайской границы для поставок российского газа в Китай по западному маршруту. 21 мая 2014 года Российский газовый холдинг «Газпром» и государственная нефтегазовая компания Китая CNPC подписали договор купли-продажи природного газа с поставкой по восточному маршруту. Поставки топлива в Китай начнутся через 4–6 лет.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура

n – число участков.

§ Плотность нефти определяется на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т Р определяется по формуле

x=1,825 – 0,001315×r 293 ;

§

формула Вальтера (ASTM):

формула Филонова-Рейнольдса:

§

§

§

Основные формулы для гидравлического расчета газопровода. Исходные данные для гидравлического расчета газопровода.

Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.

Проектирование нефтепровода выполняется на основании проектного задания, в котором указываются:

§ начальный и конечный пункт трубопровода;

§ потребность в перекачке нефти (на перспективу);

§ пропускная способность в целом по системе и по участкам;

§ размещение пунктов путевых сбросов (подкачек) нефти;

§ сроки ввода в эксплуатацию нефтепровода по очередям строительства.

Трасса магистрального нефтепровода должна быть максимально приближена к геодезической прямой, однако, как правило, на практике это не представляется возможным. Трасса трубопровода не должна пересекать крупные населенные пункты, заповедники, объекты горных выработок. Нецелесообразно прокладывать трубопровод через озера, по болотам, вдоль русел рек, если их можно обойти при незначительном удлинении трассы.

При выборе трассы изучаются геологические, клима­тические, гидрологические и сейсмические условия района прокладки. Большую помощь оказывает применение аэро­фотосъемки. По имеющимся данным намечаются несколько вариантов прохождения трассы, число которых сильно возрастает с увеличением протяженности трубопровода и узловых точек (мест отборов или подкачек нефти, заданных промежуточных пунктов и т. п.). Для выбора оптимального варианта трассы в настоящее время широко используется ЭВМ. В качестве критерия оптимальности наиболее признанными являются экономические: приведенные затраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. В качестве дополнительных критериев могут быть приняты минимальные металлозатраты, время строительства и вероятность его завершения в заданные сроки.

На основании топографических изысканий выбранной трассы нефтепровода строится сжатый продольный профиль, представляющий собой разрез земной поверхности вер­тикальной плоскостью, проходящей через ось трассы. Чертеж профиля выполняется в двух масштабах – вертикальном и горизонтальном – которые отличаются по величине. По чертежу профиля трассы определяют необходимые для гидравлического расчета расчетную длину нефтепровода, разность геодезических (нивелирных) отметок. По сжатому профилю трассы выполняют расстановку перекачивающих станций.

Основными параметрами для технологического расчета являются:

§ Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

где L – полная протяженность нефтепровода;

l i – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой T i ;

n – число участков.

§ Плотность нефти определяются на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетная плотность при температуре Т=Т Р определяется по формуле

где x – температурная поправка, кг/(м 3 ∙К),

x=1,825 – 0,001315×r 293 ;

r 293 – плотность нефти при 293К, кг/м 3 .

§ Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

формула Вальтера (ASTM)

где n Т – кинематическая вязкость нефти, мм 2 /с;

А и В – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости n 1 и n 2 при двух температурах Т 1 и Т 2

формула Филонова-Рейнольдса

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

§ Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода N Р определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра (табл. 1.3).

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

В числителе указаны значения N Р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).

§ Механические (прочностные) свойства трубной стали , необходимые для определения толщины стенки нефтепровода.

§ Укрупненные технико-экономические показатели : стои­мость линейной части и оборудования ПС, стоимость электроэнергии, отчисления на амортизацию, текущий ремонт и собственные нужды, заработная плата персонала и т. д.

Подготовка нефти и газа к транспорту.

Нефть

На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей 100--500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту. Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное или частичное ее разгазирование.

Hаличие в газе воды, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, повышает расход ингибиторов, усиливает коррозию оборудования, приводит к необходимости увеличения мощности газокомпрессорных станций, снижает надёжность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на газокомпрессорных станциях и линейной части газопроводов. Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю - химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Подготовка сырой нефти к транспорту; основные технологические процессы (осушка, очистка, обессоливание и т.п.).

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ , подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минер. солей и мех. примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), к-рая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти прир. эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. мех. примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значит. степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси.

Наличие в нефти указанных в-в и мех. примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. о б е с с о л и-в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями.

Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохим. обезвоживанием в присут. деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соотв. воды и мех. примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей пром-сти нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и мех. примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнит. очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохим. методом, сочетающим термохим. отстаивание с электрич. обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в перем. электрич. поле капли воды поляризуются и взаимод. между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимод. настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрич. полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом наз. электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.

ХАРАКТЕРИСТИКИ СЫРЬЯ И РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАЮЩИХ УСТАНОВОК

На НПЗ нефть очищают в неск. ступенях ЭЛОУ (обычно в двух, реже в одной или трех). Гл. элемент технол. схемы -электродегидратор, в к-ром водно-нефтяная эмульсия разрушается в электрич. поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, к-рые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или подэлектродную зону либо одновременно в обе (в этом случае используют третий электрод). На ЭЛОУ эксплуатируются электродегидраторы трех типов: вертикальные (объем 30 м 3) на отдельных малотоннажных установках мощностью 0,6-1,2 млн. т/год обессоленной нефти; шаровые (600 м 3) на установках мощностью 2-3 млн. т/год, совмещенных, как правило, с атм. либо атм.-вакуумными установками (AT или АВТ; см. Дистилляция нефти); горизонтальные в крупнотоннажных блоках (6-9 млн. т/год), встроенных в AT и АВТ.

Очистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется след. образом (см. рис.). На 1-й ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается, в смеситель 8, в к-ром смешивается с промывной водой и деэмульгатором; в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во 2-ю ступень; сначала в смеситель 8", а затем в виде эмульсии с водой-на окончат. очистку в электродегидратор Г; обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляц. установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10", подогревается до 60-70 °С и смешивается с нефтью перед смесителем 8". Отстоявшаяся в электродегидраторе 1" дренажная вода с помощью клапана 9" поступает в емкость 12, откуда насосом 14" направляется для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник И, из к-рого после отстаивания и отделения от эмульгир. нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед 1-й ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8.

Принципиальная схема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом - оборудование 2-й ступени): 1, 1"-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3"-высоковольтные трансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5-электроды; 6 - распредели гель ввода сырья; 8, 8"- смесители; 9, 9"-клапаны автоматич. отвода дренажной воды; 10, 10"-теплообменники; 11, 12-отстойник и промежут. емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14"- насосы дренажной воды.

Осн. параметры процесса приведены в таблице. Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы (преим. неионогенные, напр. блоксополимеры пропилен- и этиленоксидов с про-пиленгликолем) подают в нефть в виде 1-2%-ных водных р-ров перед 1-й ступенью или раздельно по ступеням либо без разбавления (нефтерастворимые) только перед 1-й ступенью. При обессоливании ряда нефтей (напр., прикам-ских или арланских) наряду с деэмульгатором используют щелочь в кол-ве, необходимом до доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени 4-10% по объему промывной воды. На мн. ЭЛОУ сокращение расхода пресной воды достигают ее подачей только на последнюю ступень и повторным использованием отстоявшейся воды: со ступени на ступень и внутри их. Полнота вымывания солей из нефти в значит. мере зависит от степени ее смешения с промывной водой и деэмульгатором. Применительно к технол. режиму обессоливания каждой нефти существуют оптим. условия смешения, регулируемого перепадом давления (от 0,05 до 0,2 МПа) на смесит. устройстве.

Подготовка газа к транспорту; основные технологические процессы (сепарация, очистка от мех. примесей, осушка, одорирование и т.п.).

Очистку газов от механических примесей осуществляют для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и оборудования КС, ГРС. Аппараты по очистке газа устанавливают на входе в КС и ГРС, они имеют различные конструкции и работают по принципу сухого и мокрого фильтров. Масляный пылеуловитель: (+) высокая степень очистки (95-98%), (-) вынос масла, большая металлоемкость.

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды. иПо принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на:

* работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры;

* работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

* использующие принцип электроосаждения. Данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа.

Наиболее широко используются аппараты «мокрого» и «сухого» пылеулавливания. Очистка газа по пути следования его от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают, используя свойства выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил при специальной закрутке потока.

Третья ступень очистки газа происходит на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ всегда имеет жидкую фазу. Наибольшее распространение получили конденсатосборники типа «расширительная камера». Принцип их работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика предметной области

«Инфотех» - информационная система контроля технического состояния объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром» (далее - ИСТС «Инфотех»).

ОАО «Газпром» - глобальная энергетическая компания. Основные направления деятельности - геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа, газового конденсата и нефти, а также производство и сбыт тепло- и электроэнергии.

«Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 18%, в российских - 70%. На «Газпром» приходится 15% мировой и 78% российской добычи газа. В настоящее время компания активно реализует масштабные проекты по освоению газовых ресурсов полуострова Ямал, арктического шельфа, Восточной Сибири и Дальнего Востока. «Газпром» является единственным в России производителем и экспортером сжиженного природного газа и обеспечивает около 5% мирового производства СПГ.

Компании принадлежит крупнейшая в мире газотранспортная сеть - Единая система газоснабжения России, протяженность которой превышает 161 тыс. км. На внутреннем рынке «Газпром» реализует свыше половины продаваемого газа. Кроме того, компания поставляет газ в 30 стран ближнего и дальнего зарубежья.

По мере развития Единой системы газоснабжения (далее - ЕСГ) необходимо совершенствование и технологии управления - как локальными объектами, так и бизнес-процессами в целом. Эффективность этих технологий определяется, прежде всего, наличием актуальных данных о составе оборудования ЕСГ и его техническом состоянии, при этом качество и скорость принятия управленческих решений напрямую зависят от полноты и корректности соответствующих параметров.

ДОАО «Оргэнергогаз» в течение 15 лет ведет работы по сбору, передаче, обработке, хранению и оценке данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ. По результатам конкурса ДОАО «Оргэнергогаз» было поручено создать комплекс программных средств для формирования информационной системы контроля технического состояния объектов ЕСГ, чем компания и занимается с 2000 года. Эта деятельность регламентируется распоряжением ОАО «Газпром» №327 от 15 ноября 2004 года. Система сбора данных получила название «Инфотех». В наполнении информацией о техническом состоянии объектов добычи, транспортировки, подземного хранения и использования газа участвуют все газотранспортные и газодобывающие предприятия «Газпрома». Специальное программное обеспечение для этой системы разработал аналитический центр оценки технического состояния объектов газовой промышленности.

ДОАО «Оргэнергогаз» - одна из ведущих инжиниринговых компаний ОАО «Газпром», оказывающая интегрированные услуги предприятиям трубопроводного транспорта и энергетики на территории России, в том числе и на континентальном шельфе, а также в зарубежных странах. Компания основана в 1971 году.

Основные проекты, в реализации которых принимали участие специалисты ДОАО «Оргэнергогаз» - магистральные газопроводы Средняя Азия - Центр, «Союз», Ямбург-Елец, Уренгой - Ужгород, Уренгой - Центр, Уренгой-Челябинск, Ухта-Торжок, Россия-Турция («Голубой поток»), Ямал-Европа, СРТО-Торжок, Расширение Уренгойского газотранспортного узла, Северо-Европейский газопровод. Основными партнерами являются предприятия Группы ОАО «Газпром».

На сегодняшний день ИСТС «Инфотех» - единственная в ОАО «Газпром» информационная система, в которой создана и постоянно актуализируется база данных о технологических объектах ЕСГ, а ежегодно выпускаемые Оргэнергогазом сборники нормативно-справочной информации Единой системы газоснабжения России приняты в качестве единственного источника наименований, обозначений и основных технических характеристик объектов ЕСГ.

2. Общая характеристика ИСТС «Инфотех»

Масштаб ИСТС «Инфотех»

В 2001 году специалистами аналитического центра газовой промышленности ДОАО «Оргэнергогаз» была разработана система сбора данных «Инфотех», так как в начале развития системы стояла необходимость наполнения базы данных. В настоящее время статус системы изменился, кроме сбора данных, она используется для построения различных табличных и графических представлений и называется информационной системой технического состояния «Инфотех»». ИСТС, являясь распределенной, представляет собой центральную базу данных и сеть удаленных терминалов предназначенных для ввода информации.

В функциональную структуру ИСТС объектов ЕСГ, входят организации ОАО «Газпром»:

· Головная организация по разработке и сопровождению ИСТС ОАО «Газпром» (ДОАО «Оргэнергогаз», АЦГП);

· Газотранспортные и газодобывающие общества ОАО «Газпром», ООО «Газпром ПХГ», ООО «Газпром переработка»;

· Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа;

· Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти;

· Департамент стратегического развития;

· Центральный производственно-диспетчерский департамент;

· Департамент автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром» (Департаменты ОАО «Газпром»);

· Научно-производственные объединения ОАО «Газпром»;

· Научно-исследовательские, проектные и конструкторские организации (институты) ОАО «Газпром»;

· Разработчики и предприятия изготовители оборудования и элементов объектов ЕСГ;

· Ремонтные организации ОАО «Газпром» («Газпром Центрремонт»);

ИСТС «Инфотех» включает в себя:

· программное обеспечение и Центральную базу данных ИСТС «Инфотех» - базу данных о технологических объектах Единой системы газоснабжения, электрооборудовании и объектах энергохозяйства ОАО «Газпром»;

· программное обеспечение и базы данных Удаленных терминалов ИСТС «Инфотех», установленных в дочерних обществах ОАО «Газпром».

На сегодня установлены удаленные терминалы в 28-и дочерних газотранспортных и газодобывающих обществах, где проведено обучение эксплуатирующего персонала. Осуществляется строгий контроль над достоверностью получаемой информацией.

«Оргэнергогаз», являющийся разработчиком системы и выполняющий функции ее оператора, ежегодно проводит сбор информации в газотранспортных и газодобывающих предприятиях Группы «Газпром». По итогам отчетного периода выпускаются справочные материалы, утверждаемые Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром». Чтобы оперативно получать и обрабатывать данные, создан специальный механизм на базе автоматизированных рабочих мест и программного обеспечения, установленного на серверах «дочек» и организаций, выполняющих обследование объектов транспорта газа. Выверенная и отформатированная информация представляется в «Инфотех» специалистами аналитического центра. Оценка и анализ технического состояния магистральных газопроводов выполняются по разработанному алгоритму в соответствии с действующими отраслевыми методиками.

Получаемая аналитическая информация позволяет менеджменту корпорации принимать управленческие решения, направленные на повышение надежности работы ЕСГ. Кроме того, создание баз данных способствует переходу на ресурсосберегающую систему эксплуатации газотранспортных объектов «по фактическому техническому состоянию».

Возможности и эффект ИСТС «Инфотех»

В ИСТС «Инфотех» систематизируется информация из множества источников: отчеты газодобывающих и газотранспортных компаний, данные приборных обследований (внутритрубная диагностика, электрометрия и т.д.), дистанционного зондирования (аэрокосмосъемка, цифровые модели местности), геоинформационные исследования (электронные карты, географическое положение объектов ЕСГ, почвенно-климатические и иные территориальные зоны). Все сведения анализируются и освобождаются от повторов и противоречий и защищаются от несанкционированного доступа. Таким образом, в настоящий момент сформирована единая стержневая система, направленная на совершенствование корпоративного управления, - основа для реализации единой технической и информационной политики «Газпрома».

Информационная система оценки технического состояния объектов добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ ОАО «Газпром» позволяет проводить:

· Расчет и анализ показателей надежности и работоспособности оборудования и систем линейной части магистральных трубопроводов, компрессорных и насосных станций.

· Ретроспективный анализ параметров надежности и технического состояния оборудования и систем линейной части магистральных трубопроводов, компрессорных и насосных станций.

· Электронное картографирование объектов трубопроводного транспорта

· Накопление и консолидация данных приборных видов обследований технического состояния оборудования и систем.

· Формирование графиков планово-предупредительных ремонтов оборудования и систем.

Предоставляемая ИСТС «Инфотех» информация помогает производственным департаментам Газпрома решать основные задачи, определенные стратегией развития:

· обеспечение современного уровня технических решений, закладываемых в инвестиционные и проектные материалы;

· обеспечение требуемого технического уровня эксплуатации, надежности и эффективности объектов ОАО «Газпром»;

· формирование основных направлений развития системы эксплуатации, основанных на применении ресурсосберегающих методов и технологий их технического обслуживания, ремонта и хранения.

· комплексный анализ технического состояния оборудования, трубопроводов и систем, находящихся в эксплуатации на объектах ОАО «Газпром»;

· участие в планировании системы технического обслуживания и ремонта (ТОиР) по результатам анализа технического состояния;

· нормативно-техническое и методическое обеспечение работ по эксплуатации объектов ОАО «Газпром».

Внедрение ССД «Инфотех», ее развитие и совершенствование позволяет повысить эффективность производственно-хозяйственной деятельности ОАО «Газпром», ГДО/ГТО за счет:

· обеспечения полноценной реализации «Регламента сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа»;

· перехода к технологии создания и ведения регулярно обновляемых баз данных о составе, паспортных и текущих характеристиках технологических объектов и оборудования ЕСГ;

· создания единой нормативно-справочной информации о составе и техническом состоянии основных объектов ЕСГ и использования ее для функционирования различных информационно-справочных систем ОАО «Газпром» и ГДО/ГТО;

· внедрения современных средств автоматизации, средств моделирования технологических процессов, информационных технологий, современных методов и средств защиты информации;

· использования апробированных технических и организационных решений;

· обеспечения информационного взаимодействия «Инфотех» с ОАО «Газпром», с автоматизированными системами ГДО/ГТО;

· развития информационно-вычислительной системы, вычислительной инфраструктуры ОАО «Газпром», ГДО/ГТО, обеспечивающих эффективное функционирование ЕСГ;

· создания и развития систем информационной поддержки принятия решений подразделений Администрации ОАО «Газпром» и ГТО/ГДО;

· разработки и внедрения интеграционных решений, обеспечивающих работу компонент ССД «Инфотех» в едином информационном пространстве ОАО «Газпром»;

· повышения надежности и безопасности средств автоматизации ССД «Инфотех» за счет средств разграничения доступа и технологий, обеспечивающих целостность информации и устойчивое функционирование систем при различных авариях и инцидентах;

· подготовки и обучения обслуживающего и эксплуатирующего персонала ССД «Инфотех», повышения квалификации работников Обществ.

ИСТС «Инфотех» основывается на распределенной базе данных, которая полностью или фрагментарно дублируется в дочерних компаниях и решает следующие основные задачи:

· передает информацию от удаленного источника в центральную базу данных;

· обеспечивает газотранспортные и газодобывающие предприятия единой системой классификации и идентификации технологических объектов ЕСГ;

· включает в себя справочники состава и наименований объектов ЕСГ;

· может быть использована как ядро локальной базы данных отдельных «дочек»;

· проводит прогнозный анализ состояния объектов ЕСГ, определяет необходимость и сроки технического обслуживания и ремонта.

Данные в системе ИСТС «Инфотех»

Основой базы данных ИСТС «Инфотех» послужили данные по техническому состоянию технологических объектов Единой системы газоснабжения, востребованные специалистами «Газпрома» и регулярно представляемые газотранспортными и газодобывающими обществами. База данных охватывает направление добычи газа, объекты энергохозяйства, связи, автоматизацию технологических процессов. Важно, что эта система сохраняет всю полученную информацию и, следовательно, позволяет наблюдать изменения параметров во времени. Для углубленного профессионального анализа в «Инфотехе» формируются так называемые витрины данных, в которых годами собираются все сведения о самых значимых технологических объектах - компрессорных и газораспределительных станциях, линейной части магистральных газопроводов, подземных хранилищах и т.д.

В системе автоматизируются следующие операции:

· формирование реестров технологических объектов и их атрибутов в виде отчётных форм;

· передача данных в защищенном режиме из филиала на центральный сервер; - очистка и консолидация данных;

· актуализация базы данных нормативно-справочной информации на центральном сервере организации, выполняющей услуги по эксплуатации и администрированию ИСТС «Инфотех»;

· формирование образцового дубликата базы дынных на сервере ОАО «Газпром»;

· публикация сборников НСИ, согласование их в департаментах Администрации ОАО «Газпром» и утверждение у заместителя Председателя Правления ОАО «Газпром»;

· анализ, обобщение информации, подготовка информационно-справочных документов для департаментов Администрации ОАО «Газпром».

База данных расширяется, запросов со стороны как научных институтов, так и производственных структур становится больше. Специалисты центра оперативно реагируют на необходимость размещения в базе данных новой информации. Корректируется приложение, с помощью которого идет ввод информации, рассылается приложение на терминалы, подтверждается необходимость поставки информации, специалисты на удаленных терминалах вводят данные. Это приводит к возникновению дублирующихся элементов, что существенно затрудняет аналитику. Т.е. очевидна необходимость инструментов, поддерживающих унифицированную информацию в центральной базе данных и на терминалах.

3. Управление нормативно-справочной информацией в рамках ИСТС «Инфотех», АРМ «Справочники»

Обоснованность разработки, актуальность и новизна

Информация в Систему поступает через удаленные терминалы ССД «Инфотех», установленные в газотранспортных предприятиях и газодобывающих обществах ОАО «Газпром». В настоящее время специалисты ДОАО «Оргэнергогаз» поддерживают работу 28 удаленных терминалов, обеспечивая формирование сборников нормативно-справочной информации. Выпускаемые ДОАО «Оргэнергогаз» сборники НСИ ОСОДУ ЕСГ, являются единственным источником данных об основных техническим характеристиках объектов ЕСГ, их наименований и обозначений. Эта информация используются в ОАО «Газпром» другими информационными системами.

В настоящее время в ССД «Инфотех» существует более 500 справочников - это типы и модели различного оборудования, классификаторы. В целях организации непрерывного процесса ввода информации пользователи удаленных терминалов имеют доступ к ним и имеют возможность создавать необходимые элементы. Это приводит к возникновению дублирующихся элементов, что существенно затрудняет аналитику.

Т.е. очевидна необходимость в наличии удобного инструмента, ориентированного на технологов дочерних обществ ОАО «Газпром», позволяющего им централизовано отслеживать актуальность новых элементов справочной информации и поддерживать унифицированную нормативно-справочную информацию в центральной базе данных и на терминалах. Представленный проект реализует все эти функции и для синхронизации действий на основном сервере и на удаленных терминалах ССД «Инфотех» использует механизм взаимной репликации данных.

Назначение, цели и задачи создания проекта

Назначение проекта:

Проект «АРМ-Справочники» предназначен для централизованного управления нормативно-справочной информацией, поступающей в распределенную систему сбора данных «Инфотех» и унификации объектового состава справочников и классификаторов системы в центральной базе данных и на удаленных терминалах, установленных в газотранспортных и газодобывающих обществах ОАО «Газпром».

Цель проекта:

Цель проекта - обеспечить автоматизацию бизнес-процессов по унификации справочников и классификаторов в целях минимизации трудовых и временных затрат по формированию единого объектового состава нормативно-справочной информации в составе информационно-аналитической системы сбора данных «Инфотех».

Область применения:

Проект позволяет ответственным технологам дочерних организаций ОАО «Газпром» централизовано отслеживать введение новых элементов справочников и классификаторов, поступающих в Систему со стороны Аналитического Центра газовой промышленности, дочерних организаций, являющихся удаленными терминалами ССД «Инфотех».

Задачи проекта:

· Предоставить технологам удобный инструмент централизованного мониторинга и управления содержимым нормативно-справочной информации системы, поддерживающий обработку всех возможных операций над объектами справочников и классификаторов.

· Обеспечить возможность разграничения и настройки прав доступа пользователей, как к определенным справочникам и классификаторам Системы, так и к их группам, сформированным по направлениям.

· Посредством механизма репликации данных обеспечить модификацию нормативно-справочной информации на удаленных терминалах в соответствии с действиями, проводимыми технологами на центральном сервере.

· В рамках проекта обеспечить сохранение и предоставление в режиме реального времени предыстории состояния объектов и информации по всем проводимым с ними операциям. Информацию по изменениям сопровождать указанием времени и автора, сохранять отправляемые коды и списки терминалов, которые их обработали.

Концепция проекта

Адаптация к требованиям:

Обеспечивается возможностью расширять диапазон справочников и классификаторов без дополнительной модификации проекта.

Переносимость и тиражируемость:

Проект «АРМ-Справочники» функционирует в рамках ССД «Инфотех» в интрасети ОАО «Газпром» и использует принцип «единой точки входа». Это означает, что проект не требует дополнительной установки в организациях и для работы с проектом «АРМ-Справочники» пользователю необходимо:

· наличие компьютера с выходом в интрасеть ОАО «Газпром»,

· регистрационные данные в систему ССД «Инфотех» (логин и пароль),

· наличие прав доступа к проекту «АРМ-Справочники».

Разграничение доступа на уровне пользователей:

Все справочники Системы разделены по направлениям и доступ к управлению справочной информацией предоставляется ответственным технологам, как по направлениям, так и по отдельным справочникам.

Отслеживание и динамическое отображение состояния объектов:

В проекте отражаются все изменения объектов во времени и фиксируются, когда, кем были произведены изменения, сохраняя полную предысторию состояния объектов, которая доступна в режиме реального времени на рабочих местах.

4. Постановка задачи

Программно-технические средства, информационные технологии:

Реализовать АРМ - Справочники, как многопользовательское приложение, выполненное по технологии клиент-сервер, и ориентированное на функционирование в рамках единого информационного пространства ОАО «Газпром» по средствам:

· СУБД Oracle 9i.

· Использования механизмов обратной реплики стандартных пакетов СУБД Oracle 9i для работы с XML (xmldom, xmlparser, dbms_xmlgen).

· Внутренних средств разработки ИСТС «Инфотех» (генераторы формирования страниц интерфейса), реализованные средствами Oracle и ODBiC.

· Тестовых серверов (3 шт.)

1.4.2 Функциональные возможности АРМ - «Справочники».

Состав функций, доступных конкретному пользователю, определяется настройками интерфейса его рабочего места.

Автоматизированные рабочие места системы реализуют следующие функции:

· Централизованный мониторинг и управление содержимым нормативно-справочной информации Системы, поддерживающий обработку всех возможных операций над объектами справочников и классификаторов.

· Разграничение и настройка прав доступа пользователей, как к определенным справочникам и классификаторам Системы, так и к их группам, сформированным по направлениям.

· Модификация нормативно-справочной информации на удаленных терминалах в соответствии с действиями, проводимыми технологами на центральном сервере посредством механизма репликации данных.

· Сохранение и предоставление в режиме реального времени предыстории состояния объектов и информации по всем проводимым с ними операциям. Информация по изменениям сопровождается указанием времени и автора, сохранять отправляемые коды и списки терминалов, которые их обработали.

Состав возможных операций над объектами, доступных каждому пользователю, определяется настройками его прав доступа. При настройке интерфейса, у пользователей с базовыми правами, функции ввода и редактирования информации отключены.

Делегирование прав доступа

АРМ-Справочники предоставляет структурированную информацию по справочным объектам. Информация и список возможных операций над объектами предоставляется в соответствии с настраиваемыми правами доступа:

Набор функциональных возможностей АРМ-Справочники определяется уровнем предоставляемых администратором прав доступа. В АРМ-Справочники существует три уровня доступа к информации.

Базовые права доступа:

Базовые права доступа позволяют просматривать объектовый состав справочников, историю изменения справочных объектов и историю проводимых над ними операций.

Расширенные права доступа:

Расширенные права доступа обеспечивают просмотр объектового состава справочников, истории изменения справочных объектов, истории проводимых над объектами операций, а также проведение унификации объектового состава справочников на терминалах.

Полные права доступа?

Полные права доступа допускают просмотр объектового состава справочников, истории изменения справочных объектов, истории проводимых над объектами операций, проведение унификации объектового состава справочников на терминалах, а также производить настройку доступа пользователям системы к набору справочников и назначать ответственных лиц по справочникам.

Функциональные возможности полноценного использования приложения АРМ - Справочники с полными правами доступа обеспечивает:

· создание новых объектов справочника;

· просмотр истории создания и редактирования названия справочного объекта;

· просмотр истории создания и редактирования значений параметров справочных объектов;

· переименование справочных объектов;

· принятие / отклонение справочного объекта, пришедшего с терминала;

· удаление дублирования справочных объектов с унификацией информации на терминалах;

· удаление справочных объектов;

· поиск справочного объекта «по подстроке» и при использовании механизма сортировки «по столбцам»;

· автоматическая переотправка ранее отклоненного объекта на терминалы, где остались объекты, ссылающиеся на него.

5. Описание структуры системы ИСТС «Инфотех»

энергетический управление нормативный информация

Архитектура

Информационная система хранения и сбора информации состоит из web-сервера, системы управления базы данных Oracle и сервера графических данных включающего картографическую подсистему Mapinfo и схемографиюAutoCAD.

Web-сервер постоянно подключен по выделенному каналу к intranet-сети Единой ведомственной сети передачи данных (ЕВСПД) ОАО «Газпром», что в свою очередь обеспечивает бесперебойный доступ к информации всем допущенным абонентам внутренней сети ОАО «Газпром».

ИСТС «Инфотех» использует три способа сбора и консолидации данных:

Прямой ввод, при котором осуществляется непосредственная модификация информации с рабочего места специалиста, обеспечивающего поставку информации в центральную БД. Программное обеспечение АРМа настроено на прямую связь. Почтовый обмен организован как поставка данных в виде утверждаемых форм и в согласованном формате. Это наиболее устаревший способ, требующий значительных затрат по консолидации и очистке данных от администраторов центральной БД.

Распределённый ввод основан на технологии распределённых баз данных. В предприятиях и управлениях создаются частичные реплики центральной базы данных. Они оснащаются ПО, необходимым для редактирования данных, и всё это вместе составляет терминал ИСТС «Инфотех». Синхронизация данных в удалённой и центральной базах данных производится посредством репликации. После этого пользователи с помощью специализированных инструментальных средств получают необходимые им данные для построения различных табличных и графических представлений.

Принцип работы терминалов

При установке терминала специалистами АЦГП готовится ПО и «срез» данных на определенный момент времени. Терминал устанавливается на предприятии, после чего временная связь необходимая при установке перекрывается и начинает работать прямая реплика. К терминалу подключаются множество пользователей, как на уровне администрации предприятия, так и на уровне линейно-производственных управлений (ЛПУ), ЛЭС, компрессорных станций (КС).

Каждое изменение, в виде письма (реплики) приходит в БД, а так же отображается в АРМ и хранилище отчетных форм. Принцип обратной реплики точно такой же, с той лишь разницей, что данные в виде SQL запросов уходят на терминал. Через 15 минут максимум 1 час приходит ответ о результатах обновления.

Функционально ССД «Инфотех» состоит из следующих компонентов:

· подсистема корпоративной отчетности;

· подсистема паспортных и технических характеристик состояния технологических объектов и оборудования ЕСГ;

· подсистема диагностических данных: внутритрубной диагностики, электрометрических измерений и других методов приборного и параметрического контроля состояния объектов ЕСГ (ЛЧ МГ, КС, ГРС, ПХГ, ГИС и др.);

· подсистема картографической и схемографической информации (электронные векторные и растровые карты местности и объектов ЕСГ, технологические схемы газовых объектов, потоковые и др. схемы);

· подсистема анализа надежности, жизненного цикла объектов ЕСГ;

· подсистема удаленного доступа к данным «Инфотех»;

· комплексная система защиты информации (КСЗИ), обеспечивающая защиту информации в соответствии с требованиями Концепции информационной безопасности ОАО «Газпром».

Центральный комплекс территориально размещен в ДОАО «Оргэнергогаз», администрируется силами ДОАО «Оргэнергогаз» и обеспечивает функционирование рабочих мест в Администрации ОАО «Газпром» и, при необходимости, в газотранспортных и газодобывающих обществах. Здесь аккумулируется и систематически обновляется консолидированная, проверенная информация о технологических объектах и оборудовании ЕСГ в виде баз фактографических и пространственных данных. Периферийный комплекс (терминал) структурно повторяет центральный, но его содержимое ограничено сферой ответственности ГТО/ГДО. Периферийные комплексы взаимодействуют с центральным по каналам ЕВСПД ОАО «Газпром».

Программные средства инсталляционного пакета терминала содержат:

· набор исполняемых программных модулей ядра терминала;

· набор исполняемых программных модулей рабочих приложений;

· программный модуль на языке Оracle PL/SQL для формирования элементов БД;

· набор программных средств для контроля и мониторинга работоспособности терминала.

Программные модули рабочих приложений реализуют функции автоматизированных рабочих мест (АРМ). Информационное обеспечение терминала содержит полный набор отчетных форм в соответствии с перечнем отчетов утвержденных ОАО «Газпром». Структурные элементы базы данных согласно ее логической структуре. Словари и справочники условно-постоянной информации. Информацию о паспортных и текущих характеристиках технологических объектов ЕСГ объединения, занесенную в базу данных на последний отчетный период.

Информация, обрабатываемая терминальным комплексом, включает в себя системные справочники и технологические параметры объектов транспорта и добычи газа. Для каждого вида объектов созданы свои классы, которые в свою очередь систематизированы в пакетах.

Основные функции, реализуемые терминалом:

· сбор, систематизация, обновление, накопление и хранение в базе данных паспортной и текущей информации о технологических объектах ЕСГ объединения;

· формирование по информации из базы данных необходимых отчетных форм;

· выдача форм НСИ, КСО по установленному регламенту в электронном виде и на печать;

· формирование для должностных лиц объединения по стандартным запросам из баз данных информационно-справочных, аналитических, статистических и др. материалов по технологическим объектам и оборудованию ЕСГ объединения;

· репликацию данных в центральную БД системы «Инфотех»;

· разграничение прав доступа должностных лиц к базам данных и к программным средствам терминала.

Работа пользователей организована через специализированные АРМ, каждый из которых обеспечивает доступ к редактированию информации по отдельному разделу. Каждый АРМ кроме основного раздела с объектами ЕСГ и технологическим оборудованием содержит централизованный набор необходимых служебных справочников, информацию в которых отслеживают технологические службы подразделений ДОАО «Оргэнергогаз». После установки терминала проводится обучение специалистов, работе с АРМ и хранилищем отчетных форм. Пользователи сначала корректируют необходимую им информацию в АРМ, после чего выгружают полученные данные из хранилища отчетных форм в формате (.xls).

6. Описание программных средств

Oracle 9i

Производительность

Производительность, наряду с надежностью, - основной критерий выбора OracleDatabase в качестве системы управления базами данных. Существуют синтетические тесты производительности, в которых, OracleDatabase занимает одну из лидирующих позиций.

На синтетических тестах и в реальной работе очень часто показаны результаты тестирования MySQL или MSSQLServer, в которых при небольшом объеме данных и специализированной нагрузке производительность этих СУБД значительно превосходит производительность OracleDatabase или, например, IBMDB2 UDB, т.е. продуктов, которые считаются СУБД «промышленного уровня». Однако такие показатели получены при небольших объёмах информации. Внимательно изучив синтетические тесты, можно заметить тот факт, что производительность OracleDatabase практически не меняется, а то и увеличивается при возрастании обрабатываемого объема данных, в отличии от конкурентных систем. Именно это свойство отличает промышленную систему от настольной или системы рабочих групп. Суть промышленного сервера баз данных: устойчивость к нагрузке, что позволяет СУБД Oracle лидировать в тестах и ставить мировые рекорды производительности.

Масштабируемость:

Обеспечивается использованием при создании системы современных инструментальных средств программирования (СУБД Oracle 9i), которые не накладывают ограничений на размеры обрабатываемых объемов информации и количество одновременно работающих пользователей в системе. Возможно существенное увеличение количества поддерживаемых дочерних терминалов, за счет использования механизма репликации данных возможно наследование терминалов произвольного уровня.

ODBiC

ODBiC - мощный интерфейс связи между веб-страницами и ODBC (OpenDatabaseConnectivity) баз данных. Он может работать как CGI-программа или программа командной строки для вставки данных в HTML-документах, или для обновления базы данных из формы веб-браузера. Эта программа использует ANSI SQL (StructuredQueryLanguage) и язык сценариев в файлах HTML шаблонов.ODBiC работает с любым CGI-совместимым веб-сервером и может работать в автономном режиме.

Внутренние средства разработки ИСТС «Инфотех

Генераторы страниц интерфейса реализованные средствами Oracle и ODBiC позволяют формировать из объектов классов необходимые отчёты и представления данных.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Используемые классификаторы и системы кодирования. Характеристика первичных документов с нормативно-справочной и входной оперативной информацией. Структура и элементы, требования к функционированию базы данных. Программное обеспечение решения задачи.

курсовая работа , добавлен 23.11.2015


Внедрение объектов разработанной автоматизированной системы управления в систему газоснабжения. Целесообразность централизованного учёта потребления природного газа на объектах газоснабжения. Система и расчёт надёжности передачи информации в системе.

курсовая работа , добавлен 12.05.2009


Анализ информационных потоков. Описание информационных задач. Функциональное назначение программы, ее структура, описание логики. Тексты запросов на языке SQL. Назначение и условия применения информационно-справочной системы, описание операций, отчетов.

курсовая работа , добавлен 16.12.2013


Изучение этапов создания базы данных на основе типизированных файлов средствами визуальной среды программирования Delphi. Проектирование информационно-справочной системы "парфюмерная компания Avon" в соответствии с требованиями технического задания.

курсовая работа , добавлен 05.05.2012


Среды передачи данных, топологии локальных сетей. Сравнение средств разработки Microsoft, выбор системы управления базами данных. Описание серверной и клиентской части приложения. Внедрение системы оперативного документооборота на данное предприятие.

дипломная работа , добавлен 12.01.2012


Основные цели создания корпоративной системы нормативно-справочной информации (КС НСИ), ее системные составляющие. Место КС НСИ в технической структуре отраслевой информационной корпоративной системы. Типичные проблемы и методическая база КС НСИ.

презентация , добавлен 14.10.2013


Проблема повышения оперативности учета и контроля посещаемости и успеваемости студентов ЮТИ ТПУ. Разработка информационной системы, требования к ней. Информационное обеспечение задачи, автоматизация предметной области. Описание интерфейса системы.

дипломная работа , добавлен 17.07.2012


Обоснование выбора языка программирования. Описание разработки структуры программы. Спецификация переменных и процедур. Руководство оператора, словесный алгоритм. Состав информационной системы поиска квартир и характеристика её программных интерфейсов.

отчет по практике , добавлен 15.09.2014


Ознакомление с системой электронного документооборота. Программа аттестации рабочих мест. Система планирования ресурсов предприятия SAP R/3, основные функции и модули, методология и этапы внедрения. Настройка панели быстрого доступа, добавление макроса.

отчет по практике , добавлен 07.05.2014


Модернизация существующей системы защиты информации в локальной сети управления ОАО "Газпром нефтехим Салават". Сведения о существующих средствах автоматизации расчета рисков. Настройка аудита доменных служб Active Directory в Windows Server 2008 R2.