Единая система управления трубопроводной системой "восточная сибирь - тихий океан - ii" (есу тс "всто-ii")



Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)
Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)
Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)
Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)
Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)
Единая система управления трубопроводной системой восточная сибирь - тихий океан - ii (есу тс всто-ii)

 


Владельцы патента RU 2551787:

Открытое акционерное общество "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть") (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть - Дальний Восток" (ООО "Транснефть - Дальний Восток") (RU)

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам. Технический результат - обеспечение надежности и безопасности перекачки нефти. Система содержит связанные каналами связи с контролируемыми нефтеперекачивающими станциями (НПС) территориальные (ТДП), районные (РДП) и местные (МДП) диспетчерские пункты, осуществляющие соответственно верхний, средний и нижний уровни контроля и управление тремя технологическими участками (ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3) с использованием протокола IEC-608750-5. В состав программно-технического комплекса верхнего и нижнего уровней входят серверы ввода-вывода, серверы математической модели, контроллеры алгоритмов, видеостена, межсетевые экраны, автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера. В состав программно-технического комплекса нижнего уровня входят сервер ввода-вывода микропроцессорной системы автоматизации (МПСА) НПС, сервер ввода-вывода линейной телемеханики (ЛТМ), межсетевые экраны, АРМы оператора НПС, оператора ЛТМ и системы измерения количества и показаний качества нефти (СИКН). Предусмотрена блокировка управления из РДП и МДП при управлении технологическим процессом транспортировки нефти из ТДП. Предусмотрена передача функции управления на средний или нижний уровень, а также возврат функции управления от среднего и нижнего уровня в ТДП. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к автоматизированным системам управления, а именно к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Известна информационно-управляющая система нефте-, конденсате-, продуктопровода, содержащая диспетчерский пункт управления, включающий комплект информационно-вычислительных и приемопередающих устройств и связанный каналами радиосвязи с контролируемыми пунктами (см. Патент на полезную модель Российской Федерации №92935, МПК F17D 5/02, публикация 10.04.2010).

Известны программные и технические средства, применяемые в управлении магистральными нефте- и продуктоводами, в том числе система управления и контроля технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов (СКУТОР), система диспетчерского контроля и управления (СДКУ), объектами автоматизации которой являлись центральный диспетчерский, территориальные, районные и местные диспетчерские пункты, нефтеперекачивающие станции (см. Кутуков С.Е. Информационно-аналитические системы магистральных трубопроводов. / С.Е. Кутуков; Уфимский гос. нефтяной техн. ун-т. - М.: СИП РИА, 2002. - С.63-73; 78-82).

Нефтепроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО) - крупнейший в современной России проект по строительству нефтепровода для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и рынки Азиатско-тихоокеанского региона. ВСТО-I является первым этапом строительства нефтепровода, включающим в себя строительство ветки Тайшет-Сковородино протяженностью более 2 тыс.км и семи нефтеперекачивающих станций (НПС). Маршрут магистрали нефтепровода пролегает через Иркутскую область, Республику Саха (Якутия), Амурскую область. В настоящее время система мониторинга магистральных трубопроводов внедрена и функционирует на участках ТС «BCTO-I» (см. Лисин Ю.В. Мониторинг магистральных нефтепроводов в сложных геологических условиях / Ю.В. Лисин, А.А. Александров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2013. - №2. - 2013. - С.22-27), принято за прототип.

К недостаткам аналогов и прототипа следует отнести недостаточную надежность в случае обрыва связи, большой объем передаваемых данных.

Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, состоит в уменьшении времени выявления нештатных ситуаций на трубопроводе (перекрытие потока, нарушение герметичности, превышение давления); перевод магистрального нефтепровода в безопасное состояние в нештатных ситуациях, а именно переход на режим с меньшей производительностью либо аварийная остановка, а также повышение качества подготовки оперативного персонала.

Технический результат, достигаемый при реализации, заявленного изобретения состоит в расширении эксплуатационных возможностей, обеспечении надежности и безопасности перекачки нефти, а также минимизации влияния человеческого фактора на управление магистральным нефтепроводом.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, в единой системе управления трубопроводной системой «Восточная Сибирь - Тихий океан-II» (ЕСУ ТС «BCTO-II»), включающей территориальный диспетчерский пункт (ТДП), районные диспетчерские пункты (РДП), местные диспетчерские пункты (МДП) и связанные каналами связи с контролируемыми нефтеперекачивающими станциями (НПС), расположенными вдоль магистрального нефтепровода, особенность заключается в том, что система содержит в составе верхний, средний и нижний уровни, которые обеспечивают контроль и управление тремя технологическими участками (ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3), с использованием протокола IEC-608750-5, при этом верхний уровень имеет программно-технический комплекс ЕСУ в центре управления ТДП, в состав которого входят серверы ввода-вывода, серверы математической модели и контроллеры алгоритмов ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, видеостена, межсетевые экраны, автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера по ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, средний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в центрах управления РДП, в состав которых входят сервер ввода-вывода, контроллер алгоритмов, сервер математической модели; видеостена, межсетевые экраны, автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчера, нижний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в МДП, в состав которого входят сервер ввода-вывода микропроцессорной системы автоматизации (МПСА) НПС, сервер ввода-вывода линейной телемеханики (ЛТМ), межсетевые экраны, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора НПС, оператора ЛТМ и системы измерения количества и показаний качества нефти (СИКН); кроме этого предусмотрена блокировка управления из РДП и из МДП при управлении технологическим процессом транспортировки нефти из ТДП, при этом обеспечена возможность передачи функции управления на средний уровень (в РДП), либо на нижний уровень (в МДП) и наоборот обеспечена возможность возврата функции управления от среднего и нижнего уровня (в ТДП), при этом средний уровень ЕСУ обеспечивает возможность контроля за состоянием прилегающего технологического участка смежного РДП, а нижний уровень - обеспечивает контроль и управление из МДП технологическим процессом транспортировки нефти в пределах зоны ответственности соответствующей НПС.

В состав комплекса технических средств верхнего уровня ЕСУ (ТДП) входят автоматизированные рабочие места (АРМ) инженера-электроника, мониторинга, поддержки диспетчера ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3, контроля нормативных параметров (КНП), сейсмоконтроля; в состав комплекса технических средств среднего уровня ЕСУ РДП входят сервер приложений (основной и резервный), сервер истории (основной и резервный), сервер СКСВ и сервер точного времени; а в состав комплекса технических средств нижнего уровня ЕСУ (МДП) на каждой нефтеперекачивающей станции (НПС) входят сервер ввода-вывода автоматизированной системы технического учета электроэнергии с элементами управления электрохозяйством предприятия (АСТУЭ), сервер приложений (основной и резервный), сервер точного времени, автоматизированные рабочие места оператора автоматизированной системой управления пожаротушением (АСУ ПТ), без функций управления, дежурного электрика, системы измерения уровня (СИУ), инженера-электроника и мониторинга.

В ЕСУ обеспечена возможность управления из РДП только в случае передачи функции управления на средний уровень, а также при потере связи с верхним уровнем ЕСУ, в остальных случаях управление из РДП заблокировано, а возможность управления из МДП только в случае передачи функции управления с верхнего или среднего уровня на нижний уровень, а также при потере связи с верхним и средним уровнями ЕСУ, в остальных случаях управление из МДП заблокировано.

В ЕСУ в состав комплекса технических средств верхнего уровня ЕСУ (ТДП) входит сервер ввода-вывода тренажера, автоматизированное рабочее место (АРМ) тренажера обучающего и обучаемого по ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3, контроллеры алгоритмов ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3 тренажерного комплекса, сервер математической модели тренажера, сервер истории и приложений тренажера; в состав комплекса технических средств среднего уровня ЕСУ РДП входят сервер ввода-вывода тренажера, автоматизированное рабочее место тренажера обучающего и обучаемого, контроллер алгоритмов тренажера, сервер математической модели тренажера, сервер истории и приложений тренажера.

Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявленная Единая система управления ТС «BCTO-II» отличается тем, что существенная часть технологических готовностей реализуется в микропроцессорной системе автоматизации (МПС) нефтеперекачивающей станции (НПС) и контроллерах линейной телемеханики (ЛТМ), что позволило разгрузить контроллер ЕСУ и сократить время реакции ЕСУ на технологические события.

Единая система управления ТС «BCTO-II» позволяет осуществлять:

- с помощью комплекса технических средств сейсмостанции измерение уровня сейсмической активности вдоль линейной части нефтепровода;

- с помощью системы контроля за сейсмическими воздействиями (СКСВ) обеспечивать сбор и комплексную обработку данных от сейсмостанции, определять факт возникновения землетрясения и его степени;

- с помощью комплекса технических средств линейной и станционной телемеханики линейной части и нефтеперекачивающих станций (ЛЧ и НПС) обеспечивать прием данных о протекании процесса, состояния технологического оборудования линейной части (ЛЧ), нефтеперекачивающих станций (НПС) и передачу, управляющих сигналов с верхнего уровня на нижний (оборудование ЛЧ и НПС). Транспорт данных осуществляется по телемеханическим протоколам, данные централизованно передаются в сервер ввода/вывода;

- при помощи контроллеров алгоритмов обеспечивать непрерывный контроль состояния магистрального нефтепровода (НП) и его параметров на предмет возникновения нештатных и аварийных ситуаций; выдачу управляющих воздействий в соответствии с алгоритмами реализованных в контроллерах ЕСУ, а также обеспечивать безопасное автоматическое управление МН;

- используя контроль нормативных параметров (КНП), обеспечивать контроль параметров работы магистральных нефтепроводов (МН), нефтеперекачивающих станций (НПС) и нефтебаз (НБ) на соответствие нормативно-технологическим параметрам и расчетным значениям, соответствующим утвержденным картам технологических и переходных режимов работы магистрального нефтепровода (МН) и планам-графикам работы МН;

- с помощью подсистемы поддержки диспетчера с функцией системы обнаружения утечек (СОУ) осуществлять расчет распределения давления (напора) вдоль линейной части нефтепровода; выполнять автоматический контроль соответствия расчетных и фактических значений давлений (напоров); прогнозировать движение средств очистки и диагностики (СОД), осуществлять отображение расчетных и фактических линий гидроуклона на видеостене. При этом обеспечивать контроль герметичности линейной части нефтепровода. Верхний уровень представлен расчетно-аналитической системой обрабатывающей показания датчиков давления линейной части комбинированными алгоритмами (использующие различные физические явления, характерные для негерметичного МН) на предмет обнаружения признаков разгерметизации линейной части (ЛЧ);

- при помощи имитационного тренажерного комплекса обеспечивать имитацию работы технологических участков нефтепровода (на основе их гидравлической модели) под управлением диспетчера и контроллеров алгоритмов, а также имитацию работы системы автоматики и систем связи (в части задержки передачи данных). Тренажер предназначен для обучения и контроля навыков диспетчерского персонала, проверки возможности использования новых технологических режимов, отладки и тестирования программного обеспечения (ПО) контроллеров алгоритмов;

- при помощи подсистемы мониторинга и диагностики осуществлять контроль состояния программных и аппаратных средств ЕСУ, состояния каналов связи со станционной телемеханикой (СТМ), программируемым логическим контролером (ПЛК) и подсистемами верхнего уровня;

- при помощи подсистемы предоставления данных обеспечивать «прозрачный» авторизованный доступ подсистем верхнего уровня и смежных подсистем к данным ЕСУ.

Изобретение поясняется чертежами:

на фиг.1 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», структурная схема управления;

на фиг.2 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», структура комплекса технических средств ЕСУ;

на фиг.3 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», функциональная схема ЕСУ;

на фиг.4 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», схема взаимодействия компонентов ЕСУ при выполнении алгоритмов управления;

на фиг.5 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», схема взаимодействия компонентов системы поддержки диспетчера;

на фиг.6 - представлена единая система управления (ЕСУ) ТС «ВСТО-II», схема взаимодействия компонентов тренажера диспетчера.

Единая система управления трубопроводной системой «Восточная Сибирь - Тихий океан-II» (ЕСУ ТС «ВСТО-II») строится как единая территориальная распределенная система, включающая верхний, средний и нижний уровни ЕСУ, обеспечивающая управление тремя технологическими участками:

- участок от резервуарного парка нефтеперекачивающей станции №21 (РП НПС-21 до резервуарного парка нефтеперекачивающей станции №34 (РП НПС-34) (далее ТУ-1);

- участок от резервуарного парка нефтеперекачивающей станции №34 до резервуарного парка нефтеперекачивающей станции №41 (РП НПС-41) (далее ТУ-2);

- участок от резервуарного парка нефтеперекачивающей станции №41 до нефтебазы спецморнефтепорта (СМНП) «Козьмино» (далее ТУ-3).

Верхний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в центре управления территориального диспетчерского пункта (ТДП) «Хабаровск». Обеспечивает контроль и управление технологическим процессом транспортировки нефти из ТДП «Хабаровск» по ТУ-1; ТУ-2 и ТУ-3.

Средний уровень - программно-технические комплексы ЕСУ в центрах управления районных диспетчерских пунктов (РДП) «Белогорск» и (РДП) «Дальнереченск». Обеспечивает контроль и управление технологическим процессом транспортировки нефти по ТУ-1 - из РДП «Белогорск»; по ТУ-2 и ТУ-3 - из РДП «Дальнереченск».

Нижний уровень - программно-технические комплексы ЕСУ в местных диспетчерских пунктах (МДП) (операторных НПС), системы автоматизации и телемеханизации НПС и объектов линейной части в зоне ответственности НПС. Обеспечивает контроль и управление из МДП технологическим процессом транспортировки нефти в пределах зоны ответственности соответствующей НПС.

В состав комплекса технических средств верхнего уровня ЕСУ (ТДП «Хабаровск») входит:

- сервер 1 ввода-вывода (основной и резервный);

- контроллер 2 алгоритмов ТУ-1 (основной и резервный);

- контроллер 3 алгоритмов ТУ-2 и ТУ-3 (основной и резервный);

- сервер 4 математической модели ТУ-1 и системы обнаружения утечек (СОУ);

- сервер 5 математической модели ТУ-2, ТУ-3 и СОУ;

- сервер 6 приложений (основной и резервный);

- сервер 7 истории межуровневого транспорта (основной и резервный);

- сервер 8 системы контроля за сейсмическими воздействиями (СКСВ);

- сервер точного времени 9;

- видеостена 10;

- межсетевые экраны 11;

- автоматизированное рабочее место 12 (АРМ) диспетчера по ТУ-1 двухмониторный (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место 13 (АРМ) диспетчера по ТУ-2 и ТУ-3 двухмониторный (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место 14 (АРМ) инженера-электроника;

- автоматизированное рабочее место 15 (АРМ) мониторинга;

- автоматизированное рабочее место 16 поддержки диспетчера (АРМ) ТУ-1;

- автоматизированное рабочее место 17 (АРМ) поддержки диспетчера ТУ-2 и ТУ-3;

- автоматизированное рабочее место 18 (АРМ) контроля нормативных параметров (КНП) двухмониторный;

- автоматизированное рабочее место 19 (АРМ) сейсмоконтроля;

- автоматизированное рабочее место 20 (АРМ) тренажера обучающего по ТУ-1;

- автоматизированное рабочее место 21 (АРМ) тренажера обучаемого по ТУ-1;

- автоматизированное рабочее место 22 (АРМ) тренажера обучаемого по ТУ-1 и ТУ-2;

- контроллер алгоритмов 23 ТУ-1 тренажерного комплекса (основной и резервный);

- контроллер алгоритмов 24 ТУ-2 и ТУ-3 тренажерного комплекса (основной и резервный);

- сервер математической модели тренажера 25;

- сервер истории и приложений тренажера 26;

- сервер ввода-вывода 27 тренажера (основной и резервный).

В состав комплекса технических средств среднего уровня ЕСУ (РДП «Белогорск» и РДП «Дальнереченск») входят:

- сервер ввода-вывода 28 (основной и резервный);

- контроллер алгоритмов 29 (основной и резервный);

- сервер математической модели и СОУ 30;

- сервер приложений 31 (основной и резервный);

- сервер истории/ 32 межуровневого транспорта (основной и резервный);

- сервер СКСВ 33;

- сервер точного времени 34;

- межсетевые экраны 35;

- видеостена 36;

- автоматизированное рабочее место 37 (АРМ) диспетчера двухмониторный (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место 38 (АРМ) инженера-электроника;

- автоматизированное рабочее место 39 (АРМ) мониторинга;

- автоматизированное рабочее место 40 (АРМ) поддержки диспетчера;

- автоматизированное рабочее место 41 (АРМ) контроля нормативных параметров (КНП);

- автоматизированное рабочее место 42 (АРМ) сейсмоконтроля;

- автоматизированное рабочее место 43 тренажера обучающего;

- автоматизированное рабочее место 44 тренажера обучаемого;

- контроллер алгоритмов 45 тренажера (основной и резервный);

- сервер математической модели тренажера 46;

- сервер истории и приложений тренажера 47;

- сервер ввода-вывода 48 тренажера (основной и резервный).

В состав комплекса технических средств нижнего уровня ЕСУ (МДП) на каждой нефтеперекачивающей станции (НПС) входят:

- сервер ввода-вывода 49 микропроцессорной системы автоматизации (МПСА) НПС (основной и резервный);

- сервер ввода-вывода 50 линейной телемеханики (ЛТМ) (основной и резервный);

- сервер ввода-вывода 51 автоматизированной системы технического учета электроэнергии с элементами управления электрохозяйством предприятия (АСТУЭ) (основной и резервный);

- сервер приложений 52 (основной и резервный);

- сервер точного времени 53;

- межсетевые экраны 54;

- автоматизированное рабочее место 55 (АРМ) оператора НПС двухмониторный (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место 56 оператора ЛТМ и контроля нормативных параметров (КНП) двухмониторный;

- автоматизированное рабочее место 57 оператора автоматизированной системой управления пожаротушением (АСУ ПТ) (основной и резервный);

- автоматизированное рабочее место 58 АСУ ПТ без функций управления;

- автоматизированное рабочее место 59 (АРМ) дежурного электрика;

- автоматизированное рабочее место 60 (АРМ) системы измерения уровня (СИУ);

- автоматизированное рабочее место 61 (АРМ) системы измерения количества и показаний качества нефти (СИКН) удаленный;

- автоматизированное рабочее место 62 (АРМ) инженера-электроника и мониторинга.

Единая система управления трубопроводной системой «Восточная Сибирь - Тихий океан - II» (ЕСУ) ТС «ВСТО-II» работает следующим образом.

В ЕСУ ТС «BCTO-II» предусмотрены следующие режимы управления техническими участками:

- штатный - управление ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3 осуществляется из ТДП «Хабаровск»;

- резервный - управление ТУ-1 осуществляется из РДП «Белогорск», управление ТУ-2 и ТУ-3 осуществляется из РДП «Дальнереченск»;

- аварийный - из МДП осуществляется управление оборудованием линейной части, находящейся в зоне ответственности НПС.

Независимо от режима управления технологическим участком управление вспомогательными системами НПС, выбор основного оборудования НПС и подготовка к телеуправлению осуществляется из МДП.

Информация, получаемая средним и нижним уровнями ЕСУ, полностью идентична информации, получаемой верхним уровнем ЕСУ по каждому технологическому участку.

Контроль за собственным технологическим участком в зоне ответственности РДП во всех режимах управления осуществляется в каждом РДП программно-техническими средствами ЕСУ по каналам СТМ и ЛТМ, независимо от ТДП и МДП. Контроль за смежным технологическим участком в РДП во всех режимах управления осуществляется путем обработки и визуализации поступающих от КТС ЕСУ смежного РДП технологических данных. Данные от смежного РДП передаются через систему межуровневого транспорта данных. Контроль за собственным участком ЛЧ в зоне ответственности МДП, а также участками смежных МДП (до соседних НПС), во всех режимах управления должен осуществляться установленными в каждом МДП программно-техническими средствами ЕСУ по каналу ЛТМ, независимо от ТДП и РДП.

В штатном режиме управление нефтепроводом осуществляется только из ТДП, управление из РДП и МДП заблокировано. Передача данных в ЦДЛ и смежные ОСТ осуществляется из ТДП.

В штатном режиме средний уровень ЕСУ осуществляет:

- получение информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования своего технологического участка и прилегающего технологического участка смежного РДП;

- блокировку возможности управления из РДП технологическим оборудованием своего технологического участка;

- контроль выполнения функций передачи управления технологическим оборудованием своего технологического участка;

- деблокировку возможности управления из РДП технологическим оборудованием своего технологического участка при установлении факта выхода из работоспособного состояния оборудования ЕСУ ТДП.

В резервном режиме (при нештатных ситуациях или плановых отключениях в ТДП) управление технологическим участком осуществляется из РДП, в зоне ответственности которого находится участок. Передача данных в ЦДЛ и смежные ОСТ осуществляется из РДП.

В аварийном режиме (при нештатных ситуациях в ТДП и РДП) управление участком ЛЧ в зоне ответственности НПС осуществляется из МДП. В аварийном режиме предусматривается:

- остановка технологического участка при отсутствии связи с управляющим ДП;

- управление технологическим участком из МДП, при этом действия операторов НПС (МДП) координируются диспетчером ТДП или РДП по телефонной и диспетчерской связи.

Режимы управления каждым технологическим участком должны устанавливаться независимо друг от друга.

Пример 1. При плановых отключениях технических средств управления в ТДП, влияющих только на ТУ-1 (например, техническое обслуживание контроллера алгоритмов ТУ-1) и передаче управления участком в РДП «Белогорск», ТУ-1 будет работать в резервном режиме, а ТУ-2 и ТУ-3 - в штатном (управление из ТДП «Хабаровск»).

Пример 2. При нештатных ситуациях в ТДП «Хабаровск» и РДП «Белогорск» и передаче управления в РДП Дальнереченск и в МДП, ТУ-1 будет работать в аварийном режиме, а ТУ-2 и ТУ-3 - в резервном (управление из РДП «Дальнереченск»).

Передача функций управления с вышестоящего уровня на нижестоящие уровни в ЕСУ производится автоматизировано. Передача управления между ТДП и РДП, между РДП и МДП производиться командой, подаваемой со своего АРМ диспетчером, переводящим управление на подчиненный ДП. Фактическое изменение режима управления в ЕСУ происходит только после того, как диспетчер, принимающий на себя управление, средствами ЕСУ подтвердит принятие функций управления. Возможность подтверждения доступна только после подачи команды на передачу управления диспетчером, передающим управление.

В ЕСУ предусмотрена возможность передачи функций управления на нижестоящий уровень без команды с АРМ диспетчера вышестоящего уровня. Данная возможность доступна только в случае потери связи между ДП, передающего функции управления, и ДП, принимающего функции управления. В этом случае в графическом интерфейсе АРМ диспетчера ДП, принимающего управление, автоматически разблокируется кнопка принятия управления. Передача управления осуществляется командой, подаваемой со своего АРМ диспетчером, принимающим управление. При отсутствии связи между ТДП и МДП, МДП должен принимать управление только после подтверждения отказа передачи функций управления РДП по телефонной и диспетчерской связи или отсутствия связи с РДП.

Передача функций управления с нижестоящих уровней на вышестоящие в ЕСУ должна производиться автоматизировано. Передача осуществляется командой, подаваемой со своего АРМ диспетчером, принимающим управление.

В ЕСУ ТС «BCTO-II» предусмотрена реализация алгоритмов управления в контроллерах алгоритмов. Контроллеры алгоритмов располагаются в ТДП «Хабаровск» и в РДП «Белогорск», РДП «Дальнереченск».

Для управления технологическими участками ТС «BCTO-II» в штатном режиме в ТДП «Хабаровск» предусмотрено две пары взаиморезервированных контроллеров - контроллеры 2 алгоритмов ТУ-1 (основной и резервный) и контроллеры 3 алгоритмов ТУ-2, ТУ-3 (основной и резервный).

Для управления ТУ-1 в резервном режиме в РДП «Белогорск» пара взаиморезервированных контроллеров - контроллеры 29 алгоритмов ТУ-1 (основной и резервный). Для управления ТУ-2, ТУ-3 в резервном режиме в РДП «Дальнереченск» должна быть предусмотрена пара взаиморезервированных контроллеров - контроллеры алгоритмов ТУ-2, ТУ-3 (основной и резервный).

Контроллеры алгоритмов получают от серверов ввода-вывода оперативную информацию о состоянии технологического процесса по спецификации OPC DA. На основании оперативных данных программное обеспечение контроллеров алгоритмов осуществляет контроль состояния технологического процесса на предмет возникновения нештатных ситуаций.

В случае возникновения нештатной ситуации в контроллере алгоритмов запускаются соответствующие алгоритмы защит технологических участков. В процессе выполнения алгоритма защит контроллер автоматически формирует необходимые команды управления технологическим оборудованием и отправляет их в сервер ввода-вывода по протоколу OPC DA. Полученные команды сервер ввода-вывода передает контроллерам ЛТМ и технологическим серверам МПСА НПС по каналу передачи данных ТМ по протоколу МЭК TCP.

В контроллере алгоритмов реализуются алгоритмы автоматизированного управления режимами работы технологических участков ТС «BCTO-II». Команду управления технологическими режимами (запустить технологический участок, остановить технологический участок, перейти с одного режима на режим) формирует диспетчер со своего АРМ. При этом диспетчеру необходимо лишь выбрать режим, на который необходимо перейти, и подать команду на переход нажатием одной кнопки.

Сформированная диспетчером команда передается с АРМ в сервер ввода-вывода по протоколу МЭК, сервер ввода-вывода передает эту команду вместе с необходимыми параметрами контроллеру алгоритмов.

Получив команду управления технологическим участком, контроллер алгоритмов запускает соответствующий алгоритм управления. В процессе выполнения алгоритма контроллер автоматически формирует необходимые команды управления технологическим оборудованием и отправляет их в сервер ввода-вывода по спецификации OPC DA. Полученные команды сервер ввода-вывода передает контроллерам ЛТМ и технологическим серверам МПСА НПС по каналу передачи данных ТМ по протоколу МЭК TCP.

Контроллер алгоритмов осуществляет контроль исполнения всех действий в процессе исполнения каждого алгоритма.

В ЕСУ ТС «BCTO-II» функционирует распределенная, многоуровневая система контроля за нормативными параметрами, реализованная в ТДП Хабаровск, в РДП «Белогорск», РДП «Дальнереченск» и всех МДП. Контроль реализуется программным комплексом КНП. В ТДП, РДП серверная часть программного комплекса устанавливается на сервере приложений (основной, резервный), клиентская часть - на АРМ КПП. В МДП клиентская и серверная части функционируют на АРМ КПП.

Оперативные данные для контроля за нормативными параметрами в серверную часть программного комплекса поступает от серверов ввода-вывода ТДП, РДП, от серверов ввода-вывода ЛТМ и технологических серверов МПСА. Данные поступают по протоколу МЭК.

Серверная часть КПП ведет сбор, обработку и хранение данных контроля нормативных параметров. Клиентская часть осуществляет отображение данных контроля на АРМ КПП и позволять осуществлять ввод данных диспетчером (оператором).

Серверная часть КПП состоит из прикладного ПО, выполняющего контроль нормативных параметров и предоставляющего интерфейс конфигурирования системы КНП, базы данных, обеспечивающей хранение конфигурации КНП и истории КНП и реализованной на базе СУБД, а также агента КНП, обеспечивающего взаимодействие с системами КНП нижестоящих (вышестоящих - для МДП) ДП, включая отслеживание изменений параметров КНП, операций квитирования, маскирования, включения/отключения контроля событий диспетчерами во всех ДП, а также отслеживание изменения уставок контроля нормативных параметров во всех диспетчерских пунктах. Информация о квитировании, маскировании, включении/отключении контроля событий диспетчером (оператором) автоматически реплицируется агентом КНП данного ДП в ДП нижестоящих (вышестоящих) уровней через агентов КНП в этих ДП, для обеспечения доступа к данной информации диспетчерам на всех уровнях управления.

Доступ клиентской части КНП к данной информации осуществляется через таблицы БД СУБД серверной части КНП. Изменение уставок КНП на уровне МДП заблокировано и осуществляется только на уровне ТДП, РДП. При изменении уставки параметра на уровне ТДП, РДП агент КНП автоматически отслеживает данное изменение и копирует новое значение уставки в локальную СУБД на сервер приложений ТДП, РДП и в локальную СУБД на АРМ КНП МДП. Новые значения уставок автоматически применяться для использования в алгоритмах контроля, реализованных в серверной и клиентской части КНП, без перезагрузки программного обеспечения КНП.

В существующей ЕСУ ТС «BCTO-II» отчеты и сводки формируются:

- в ТДП - на сервере приложений (основной, резервный);

- в РДП -на сервере приложений (основной, резервный);

- в МДП - на сервере приложений (основной, резервный).

Формирование отчетов осуществляется серверной частью программного комплекса формирования отчетов по заранее разработанным шаблонам. В состав системы формирования отчетов входит подсистема разработки шаблонов. Отчеты и сводки формируются как по запросу пользователя, так и по заранее заданным расписаниям. Доступ к серверу отчетов и готовым отчетам осуществляется клиентской частью программного комплекса формирования отчетов. Просмотр готовых отчетов осуществляется с помощью Microsoft Excel. Клиентская часть устанавливается на АРМ пользователей системы.

В ЕСУ ТС «BCTO-II» в ТДП, РДП функционирует система самодиагностики программных и аппаратных средств ЕСУ верхнего и среднего уровней управления, контроллеров ЛТМ, а также оборудования НПС и ЛЧ. Система самодиагностики выполняет следующие функции:

а) определение и отображение обобщенного текущего состояния подсистем в составе ЕСУ ТС «BCTO-II»;

б) определение и отображение обобщенного текущего состояния оборудования НПС и ЛЧ, включая наличие/отсутствие режима имитации, маскирования, ремонта;

в) определение и отображение текущего обобщенного состояния серверного оборудования в составе программно-технического комплекса МДП каждой НПС, РДП, ТДП («в работе», «отключен», «в резерве», «неисправность», «в ремонте», «недостоверность данных»);

г) формирование, хранение и отображение отчетов;

д) формирование, хранение и отображение сообщений;

е) формирование, хранение и отображение трендов;

ж) разграничение доступа пользователей;

з) сбор и отображение подробной диагностической информации по НПС (состояние технологических параметров и оборудования НПС (МНС, ПНС, РП); состояние защит; состояние готовностей);

и) сбор и отображение подробной диагностической информации по оборудованию КП ЛЧ;

к) сбор и отображение подробной диагностической информации о состоянии серверов и контроллеров алгоритмов в ТДП, РДП, включая текущий режим работы сервера/контроллера - основной/резервный; наличие/отсутствие связи с КП на ЛЧ; наличие/отсутствие связи между программными модулями, установленными на разных аппаратных средствах в составе ЕСУ ТС «BCTO-II», а также состояние программных модулей в составе используемого программного обеспечения («в работе», «неисправность», «недостоверность данных»);

л) сбор и отображение подробной диагностической информации о состоянии серверов (сервер ввода-вывода ЛТМ, технологический сервер МПСА, сервер истории/межуровневого транспорта) и контроллеров (ПЛК МНС, ПНС, АСУ ПТ) в МДП каждой НПС ТС BCTO-II, включая: текущий режим работы сервера/контроллера-основной/резервный; наличие/отсутствие связи с КП на ЛЧ; наличие/отсутствие связи между программными модулями, установленными на разных аппаратных средствах в составе ЕСУ ТС «BCTO-II»; а также состояние программных модулей в составе используемого программного обеспечения («в работе», «неисправность», «недостоверность данных»);

м) сбор и отображение диагностической информации о состоянии датчиков в составе системы контроля за сейсмическими воздействиями;

н) сбор и отображение диагностической информации о состоянии программных модулей межуровневого транспорта, установленные на аппаратных средствах ТДП, РДП, МДП каждой НПС.

Для организации локальных вычислительных сетей на всех уровнях используются коммутаторы третьего уровня и маршрутизаторы с функциями межсетевого экрана. Обеспечено резервирование сетевого оборудования и каналов связи, за исключением сетевого оборудования тренажерного комплекса. Электропитание всех технических средств ЕСУ в каждом ДП обеспечивается от одного ИБП, организованного по топологии N+1. Источник гарантированного питания в ДП обеспечивается время работы комплекса технических средств ЕСУ этого ДП не менее 1 ч. Источники гарантированного питания позволяют осуществлять их удаленный контроль и управление по протоколу SNMP.

ЕСУ ТС «ВСТО-II» функционирует:

- автоматически - в части реализации защит;

- автоматизировано - в части управления технологическими участками (выполнения технологических алгоритмов управления);

- дистанционно - в части управления отдельными единицами технологического оборудования (МНА, ПНА, задвижками и т.д.).

Основными функциями ЕСУ ТС «ВСТО-II» являются:

- функция управления технологическим оборудованием и регулирования технологических параметров;

- функция технологических защит;

- функция технологического контроля;

- функция ввода-вывода информации (обмен информацией с другими системами, интеграция в СДКУ «АК «Транснефть»);

- функция отображения информации;

- функция комплексной поддержки диспетчера;

- функция обеспечения информационной безопасности;

- функция формирования отчетов и сводок;

- функция расчета объемных и массовых показателей наличия нефти в резервуарах и резервуарных парках;

- функция самодиагностики всех подсистем;

- функция обеспечения единого времени;

- функция тренажера диспетчера;

- функция формирования отчетов, сводок и доступа к ним;

- функция регистрации и хранения информации. Функции верхнего уровня ЕСУ.

Функции управления технологическим оборудованием и регулирования технологических параметров:

- автоматизированный пуск в работу, вывод на заданные регламентные режимы и остановка технологических участков ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3;

- дистанционное включение и отключение технологического оборудования НПС;

- дистанционное управление технологическим оборудованием линейной части.

Функции технологических защит: защита технологических участков.

Функции технологического контроля:

- контроль состояния объектов НПС и ЛЧ (запорной арматуры, аналоговых и дискретных датчиков и т.д.);

- контроль нормативно-технологических параметров оборудования согласно ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02;

- контроль наличия утечек на участках нефтепровода и сигнализация наличия утечки с указанием ее координат и времени образования согласно ОТТ-13.320.00-КТН-091 -08;

- контроль сейсмической активности и сигнализация согласно СТТ-91.120.25-КТН-087-06;

- контроль соответствия расчетных и фактических значений давлений (напоров).

Функции ввода-вывода информации:

- сбор данных о состоянии оборудования НПС и ЛЧ;

- сбор данных с СКСВ;

- сбор данных с СИКН и РП;

- сбор данных с ПЛК СОУ (в составе системы поддержки диспетчера).

Функции отображения информации:

- отображение состояния технологического процесса в реальном масштабе времени на АРМ и на видеостене;

- отображение сообщений о событиях и авариях;

- отображение графиков и таблиц, обеспечивающих анализ режимов работы оборудования и нефтепровода в целом.

Функция поддержки диспетчера.

Функция обеспечения информационной безопасности.

Функция формирования отчетов и сводок.

Функция расчета объемных и массовых показателей наличия нефти в резервуарах и резервуарных парках с учетом технологических карт резервуаров и показателей качества нефти.

Функция самодиагностики.

Функция обеспечения единого времени.

Функция тренажера диспетчера.

Функции среднего уровня ЕСУ. Функции среднего уровня ЕСУ идентичны функциям верхнего уровня ЕСУ с учетом того, что каждый РДП управляет только технологическими участками в зоне своей ответственности.

Функции нижнего уровня ЕСУ. Функции управления технологическим оборудованием и регулирования технологических параметров:

- дистанционное управление технологическим оборудованием НПС;

- регулирование давления на входе и выходе МНС изменением частоты вращения МНА;

- дистанционное управление технологическим оборудованием объектов линейной части, находящихся в зоне ответственности соответствующей НПС;

- дистанционное управление вспомогательным оборудованием НПС;

- дистанционное изменение уставок технологического оборудования с АРМ МДП (при наличии соответствующего уровня доступа);

- задание режимов работы оборудования НПС.

Функции технологических защит: автоматическая защита оборудования НПС и линейной части нефтепровода.

Функции технологического контроля:

- контроль состояния оборудования НПС;

- контроль состояния технологического оборудования объектов линейной части, находящихся в зоне ответственности МДП;

- контроль нормативно-технологических параметров оборудования согласно ОР-13.01-60.30.00-КТН-006-1-02.

Функции ввода-вывода информации:

- сбор данных о состоянии технологического оборудования НПС и ЛЧ, находящихся в зоне ответственности МДП;

- сбор данных с СИКН и РП.

Функции отображения информации:

- отображение состояния технологического процесса в реальном масштабе времени;

- отображение сообщений о событиях и авариях;

- отображение графиков и таблиц, обеспечивающих анализ режимов работы оборудования.

Функция обеспечения информационной безопасности.

Функция формирования отчетов и сводок.

Функция самодиагностики.

Функция обеспечения единого времени.

Функция расчета объемных и массовых показателей наличия нефти. В ЕСУ на уровне ТДП и РДП обеспечен расчет и отображение объемных и массовых показателей наличия нефти в резервуарах и резервуарных парках с учетом технологических карт резервуаров и показателей качества нефти. Расчет производится в сервере приложений. Отображение данных обеспечено на АРМ диспетчера в соответствии с требованиями альбома типовых экранных форм.

Предусмотрена возможность: ручного ввода показателей качества нефти по резервуарам; ручного ввода данных по технологическим картам резервуаров; конфигурирования программного обеспечения для расчета объемных и массовых показателей наличия нефти в резервуарах и резервуарных парках непосредственно на сервере приложений, а также с АРМ инженера-электроника.

В ЕСУ предусмотрена самодиагностика всех программных и аппаратных средств ЕСУ (в том числе и контроллеров алгоритмов ЕСУ). ПЛК системы ЛТМ передают диагностическую информацию о своем состоянии в серверы ввода-вывода РДП и ТДП, серверы ввода-вывода ЛТМ МДП. МПСА НПС передают диагностическую информацию о своем состоянии в серверы ввода-вывода МПСА. Диагностическая информация может быть просмотрена на АРМ инженера-электроника и мониторинга (в МДП) и на АРМ мониторинга (в РДП и ТДП).

Система поддержки диспетчера имеет подсистему самодиагностики собственных средств верхнего и нижнего уровней, с отображением результатов на АРМ поддержки диспетчера. По результатам самодиагностики формируется сигналы «СОУ исправна» для каждого участка от НПС до НПС отдельно. Данный сигнал означает, что система поддержки диспетчера полностью выполняет функции СОУ по обнаружению утечек на участке от НПС до НПС. Данные сигналы передаются в контроллер ЕСУ. Серверы ввода-вывода автоматически контролируют наличие связи с ПЛК. В случае потери связи с ПЛК сообщение об этом появляться на АРМ мониторинга, все данные от этого ПЛК отображаются как недостоверные на всех АРМ.

На всех уровнях ЕСУ в серверах приложений функционирует программный комплекс для централизованного сбора диагностической информации о работе программных и технических средств ЕСУ в части работы серверов и АРМ. Эта информация доступна для просмотра на АРМ инженера-электроника и мониторинга (в МДП) и на АРМ мониторинга (в РДП и ТДП). Все программное обеспечение имеет встроенные средства диагностики, позволяющие записывать в журнал приложений операционной системы информацию о сбоях в работе программных и аппаратных средств ЕСУ (в части работы серверов и АРМ).

Отображение информации на видеостене. В ЕСУ предусмотрено отображение информации на видеостене, размещенной в ТДП, в каждом РДП. Видеостена 10 в ТДП представляет собой восемь жидкокристаллических панелей.

Видеостена 36 в РДП представляет собой две жидкокристаллические панели:

- первая панель подключена к АРМ 37 диспетчера. На панели отображается общая схема технологического участка;

- вторая панель подключена к АРМ 40 поддержки диспетчера. На панели отображается мнемосхема гидравлического уклона технологического участка.

На всех уровнях ЕСУ ТС BCTO-II обеспечено единое московское время. Штатная синхронизация производиться следующим образом:

- в ТДП, РДП и МДП должны быть установлены аппаратные серверы точного времени, шкалы которых синхронизируются по сигналам времени спутниковых радионавигационных систем;

- аппаратные серверы точного времени ТДП, РДП и МДП должны обеспечивать синхронизацию шкал времени всех аппаратных средств ЕСУ по протоколу сетевой синхронизации NTP;

- шкалы времени контроллеров ЛТМ синхронизируются от приемников сигнала спутниковых радионавигационных систем, устанавливаемых с каждым контроллером ЛТМ. В случае выхода из строя приемника сигнала спутниковых радионавигационных систем, контроллеры ЛТМ переходят на синхронизацию времени по протоколу NTP от серверов точного времени ТДП, а также РДП и МДП, в зоне обслуживания которых они расположены;

- шкалы времени сейсмостанций синхронизируются от приемников сигнала спутниковых радионавигационных систем, устанавливаемых с каждой сейсмостанцией. В случае выхода из строя приемника сигнала спутниковых радионавигационных систем, сейсмостанций переходят на синхронизацию времени по протоколу NTP от серверов сейсмостанций ТДП, а также РДП и МДП, в зоне обслуживания которых они расположены.

Контроллеры домена в МДП обеспечивает синхронизацию шкал времени серверов и АРМ в МДП на основе стандартной службы времени Windows (протокол SNTP).

Система поддержки диспетчера с функциями СОУ обеспечивает информационную поддержку в части контроля соответствие фактических значений технологических параметров работы ТС «BCTO-II» расчетным значениям, полученным с помощью математической гидравлической модели, а также обеспечение непрерывного контроля герметичности ТС «BCTO-II».

В ТДП и РДП реализована система поддержки диспетчера с функциями СОУ. В состав системы входит АРМ поддержки диспетчера и сервер математической модели. Система поддержки диспетчера получает от сервера ввода-вывода оперативные данные о текущем состоянии технологического процесса и передает серверу ввода-вывода расчетные значения давлений (напоров), сигналы о срабатывании защиты и сигнализации, сигналы о достижении и прекращении стационарности режима.

Система поддержки диспетчера:

- определяет расчетное распределение давления (напора) по длине технологического участка нефтепровода для текущего момента времени по заложенной математической гидравлической модели работы нефтепровода;

- определяет фактическое распределение давления (напора) по длине технологического участка нефтепровода для текущего момента времени;

- выполняет автоматический контроль соответствия расчетных и фактических значений давлений (напоров). В случае выявления отклонения фактического значения давления от расчетного (уменьшение на величину 0,45*кгс/см2 и более или увеличение на величину 1,8*кгс/см2 и более (*указанные значения являются настройкой системы поддержки диспетчера ЕСУ и имеют иметь возможность изменения без изменения ПО ЕСУ и ПО системы поддержки диспетчера) должна формироваться светозвуковая сигнализация. Сигнализация формируется по каждой точке измерения давления, передача значений от которой предусмотрена;

- выполняет автоматический контроль соответствия расчетных и фактических значений давлений (напоров). В случае выявления отклонения фактического значения давления от расчетного (уменьшение на величину 0,5*кгс/см2 и более или увеличение на величину 2,0 кгс/см2 и более в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-093-08) формируется сигнал защиты «Несоответствие расчетных и фактических значений давлений (напоров)»;

- выполняет графическое построение линий расчетных и фактических давлений (напоров);

- обеспечивает в режиме реального времени выявление фактов негерметичности нефтепровода с определением величины, места и времени возникновения утечки на всех режимах функционирования нефтепровода (в том числе на переходных режимах и в режиме остановленной перекачки), включая участки с неполным заполнением нефтью сечения нефтепровода;

- прогнозирует движение СОД и герметизаторов «Кайман» с выдачей расчетных значений времени прибытия в КПП СОД и прохождения узлов линейных задвижек;

- прогнозирует время опорожнения/заполнения резервуаров с учетом текущего режима перекачки;

- выполняет идентификацию и автоматический контроль фактических напорных характеристик насосных агрегатов;

- выполняет идентификацию и автоматический контроль гидравлических сопротивлений и эффективных диаметров трубопровода с выдачей предупредительного сигнала при отклонениях от зафиксированного ранее значения, превышающих заданную величину;

- автоматически определяет наличие участков потока с безнапорным течением между соседними НПС;

- автоматически контролирует стационарность режима перекачки с выдачей предупредительного сигнала в случае его достижения или прекращения.

Линия фактического гидроуклона строится на основе текущих данных о давлении на линейных узлах трубопровода в виде ломаной линии, узлы которой отображают значения напора в заданных точках (в линейных узлах трубопровода).

Следующие возможные технологические причины изменения давления в МН ТС «BCTO-II» учитываются математической моделью и не приводят к превышению отклонения фактических значений от расчетных значений больше величин, указанных выше:

а) при переходе от подачи нефти на прием ПНС только из РП (по тому или иному набору коллекторов откачки) к подаче нефти на прием ПНС из РП, но с подключенным трассовым подпором с предыдущего технологического участка;

б) при переходе с одного резервуара, подключенного на откачку нефти, на другой резервуар с отличной от первого абсолютной отметкой днища и уровнем взлива;

в) при подаче нефти на прием ПНС из РП с подключенным трассовым подпором с предыдущего технологического участка (при переходе с обычного режима работы СИКН на режим проведения контроля метрологических характеристик, при проведении поверки расходомеров на разных расходах или при отключении СИКН; в зависимости от числа и типа (турбинный, ультразвуковой, камерный, массомер) расходомеров, включаемых в качестве рабочих; при изменении перепада давлений на блоке фильтров СИКН и перепадов давления на фильтрах тонкой очистки измерительных линий; при временном включении ПНА для опробования);

г) при изменении перепада давления на индивидуальных фильтрах-решетках ПНА;

д) при изменении текущего состояния гидромуфты МНА;

е) при изменении напорных характеристик МНА или ПНА в процессе эксплуатации;

ж) при наличии откачки нефти из технологических емкостей, в том числе аварийного сброса НПС, насосами, контролируемыми системой телемеханики;

з) при изменении перепада давления на фильтрах-грязеуловителях НПС;

и) при изменении текущего состояния узла регулирования давления «до себя»;

к) при изменении состояния узлов с предохранительными клапанами НПС (сброса нефти нет/сброс нефти есть, в том числе и несанкционированный);

л) при изменении объемов путевых отборов и подкачек;

м) при последовательной перекачке нескольких партий нефти со значительно отличающимися физическими свойствами;

н) при поступлении нефти в точках путевых подкачек с реологическими свойствами, отличающимися от перекачиваемой по возможные технологические причины изменения давления в МН ТС «BCTO-II» на стационарных режимах могут не учитываться математической моделью и могут привести к превышению отклонения фактических значений от расчетных значений больше величин, указанных выше: заполнение камер СОД; процесс запуска и приема СОД; санкционированный отбор нефти на собственные нужды; при наличии откачки нефти из технологических емкостей насосами, не контролируемыми системой телемеханики.

Данные ситуации должны быть отражены в технологических регламентах эксплуатации эксплуатирующей организации, в которых должны быть приведены состав и последовательность действий эксплуатационного и диспетчерского персонала в каждой конкретной ситуации с целью исключения остановки технологического участка защитами технологического участка.

Гидравлическое сопротивление и эффективный диаметр должны рассчитываться для каждого участка МН между двумя соседними КП. Графическое отображение временных зависимостей расчетных и фактических значений давлений (напоров) должно осуществляться средствами СДКУ.

Система поддержки диспетчера по функции СОУ должна функционировать следующим образом:

- отказоустойчивый сервер математической модели обрабатывает оперативные данные от сервера ввода-вывода и непосредственно от контроллеров СОУ, а также данные о профиле трассы, характеристиках оборудования, режимов работы;

- с заданным уровнем надежности, за установленный промежуток времени определять факт возникновения утечки нефти из нефтепровода, величину и координату утечки в соответствии с требованиями РД-13.320.00-КТН-223-09;

- при обнаружении утечки сервер математической модели оповещает об этом АРМ поддержки диспетчера и передает сообщение об утечке (величина, время обнаружения (московское) и координата) серверу ввода-вывода;

- формировать сигнал на автоматическую остановку технологического участка нефтепровода при обнаружении утечки с величиной, превышающей погрешность определения баланса количества нефти на диагностируемом участке МН (погрешность определяется согласно РД-13.320.00-КТН-223-09).

Тренажерный комплекс устанавливается в ТДП «Хабаровск», РДП «Белогорск» и РДП «Дальнереченск». Тренажерный комплекс предназначен для обучения и контроля навыков диспетчерского персонала ТДП, РДП; для проверки возможности использования новых технологических режимов, разработанных службой технологических режимов эксплуатирующей МН организации; а также для проверки программного обеспечения сервера ввода-вывода, контроллеров алгоритмов, АРМ диспетчера в случае необходимости внесения в них корректировок.

Тренажер обеспечивает имитацию работы технологических участков ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3 под управлением диспетчера и контроллеров алгоритмов. В состав тренажера ТДП входит следующие программно-аппаратные средства:

а) АРМ 20 тренажера (обучающий) - персональный компьютер с установленным программным обеспечением АРМ диспетчера и программой управления математической моделью;

б) АРМ 21 тренажера (обучаемый) - 2 штуки (один для ТУ-1, другой для ТУ-2 и ТУ-3), полный аналог (аппаратный и программный) АРМ диспетчера ТДП;

в) сервер ввода-вывода (основной и резервный) - полный аналог (аппаратный и программный) сервера 1 ввода-вывода ТДП (основной и резервный);

г) сервер 4 математической модели с установленным программным обеспечением: математическая модель нефтепровода (с функциями: расчета напоров и давлений, расчета движения партий нефти, расчета заполнения/опорожнения РП); модели линейной и станционной телемеханики; модели систем автоматизации НПС;

д) сервер истории и приложений с установленным программным обеспечением: сервер истории - аналог программного обеспечения сервера истории, установленного на сервере истории 7 межуровневого транспорта; контроллер домена - обеспечивается использованием серверной операционной системы, аналог операционной системы, установленной на сервере 6 приложений; КНП - аналог программного обеспечения КНП, установленного на сервере приложений; отчеты - аналог программного обеспечения отчетов, установленного на сервере приложений;

е) контроллеры алгоритмов ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3 - полные аналоги (аппаратный и программный) контроллеров алгоритмов 2 и 3 ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3, осуществляющих управление технологическими участками.

В состав тренажера РДП входят следующие программно-аппаратные средства:

а) АРМ 43 тренажера (обучающий) - персональный компьютер с установленным: программным обеспечением АРМ диспетчера; программой управления математической моделью;

б) АРМ 44 тренажера (обучаемый), полный аналог (аппаратный и программный) АРМ диспетчера РДП;

в) сервер ввода-вывода (основной и резервный) - полный аналог (аппаратный и программный) сервера 28 ввода-вывода РДП (основной и резервный);

г) сервер математической модели 30 с установленным программным обеспечением: математическая модель нефтепровода (с функциями: расчета напоров и давлений, расчета движения партий нефти, расчета заполнения/опорожнения РП, - для технологических участков в зоне ответственности РДП); модели линейной и станционной телемеханики (для технологических участков в зоне ответственности РДП); модели систем автоматизации НПС (для технологических участков в зоне ответственности РДП);

д) сервер истории и приложений с установленным программным обеспечением: сервер истории - аналог программного обеспечения сервера истории, установленного на сервере истории 32 межуровневого транспорта; контроллер домена - обеспечивается использованием серверной операционной системы, аналог операционной системы, установленной на сервере приложений 31; КНП - аналог программного обеспечения КПП, установленного на сервере приложений; отчеты - аналог программного обеспечения отчетов, установленного на сервере приложений;

е) контроллеры алгоритмов 29 (основной и резервный) - полные аналоги (аппаратный и программный) контроллеров алгоритмов, осуществляющих управление технологическими участками в зоне ответственности РДП.

Математическая модель нефтепровода в тренажерном комплексе полностью аналогична математической модели нефтепровода в системе поддержки диспетчера в части обеспечения функций: расчета напоров и давлений, расчета движения партий нефти, расчета заполнения/опорожнения РП.

При сборке КТС тренажера сервер ввода-вывода (основной и резервный), контроллеры алгоритмов, АРМ тренажера (обучаемый) подключаются между собой аналогично подключению соответствующих аналогов в ТДП/РДП. Сервер ввода вывода подключается к серверу математической модели по телемеханическому протоколу, используемому в системе телемеханики ЕСУ ТС «BCTO-II».

Функцией сервера математической модели является имитация работы всего нефтепровода ТС «BCTO-II», в том числе работы НПС и линейных КП.

Сервер математической модели обеспечивает возможность имитации и выдачи по телемеханическому протоколу всех сигналов, поставляемых системой телемеханики на уровень ТДП/РДП, в сервер ввода-вывода тренажера. Сервер математической модели имеет возможность имитации различных неисправностей и защит уровня МПСА и ЛТМ, позволяет имитировать невыполнение команд управления, выдаваемых контроллерами алгоритмов. В сервере математической модели имеется возможность обновления по требованию настроек гидродинамической математической модели от соответствующих настроек гидродинамической математической модели системы поддержки диспетчера.

Функции серверов ввода-вывода, контроллеров алгоритмов, АРМ тренажера (обучаемый) в тренажере аналогичны функциям соответствующих аналогов в ТДП/РДП.

Использование предлагаемой единой системы управления трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан-II» позволяет минимизировать влияние человеческого фактора на управление магистральным нефтепроводом, при этом запуск в определенном режиме, остановка, переход к другому режиму перекачки проходят по команде диспетчера - с «одной кнопки».

Система регулирует работу технологических участков, обеспечивает их автоматическую защиту. Протоколы передачи данных, положенные в основу в ЕСУ ТС «ВСТО-II», позволили обеспечить широкий межуровневый транспорт данных между ТДП, РДП, МДП ТС «ВСТО-II». Оператор НПС имеет возможность контролировать технологический участок целиком. В связи с этим расширяются эксплуатационные возможности, повышается надежность и безопасность перекачки нефти.

Предложенное изобретение может найти применение в нефтедобывающей отрасли, при использовании автоматизированных систем управления для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

1. Единая система управления трубопроводной системой «Восточная Сибирь-Тихий океан - II» (ЕСУ ТС «BCTO-II»), включающая территориальный диспетчерский пункт (ТДП), районные диспетчерские пункты (РДП), местные диспетчерские пункты (МДП) и связанные каналами связи с контролируемыми нефтеперекачивающими станциями (НПС), расположенными вдоль магистрального нефтепровода, отличающаяся тем, что система содержит в составе верхний, средний и нижний уровни, которые обеспечивают контроль и управление тремя технологическими участками (ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3) с использованием протокола IEC-608750-5, при этом верхний уровень имеет программно-технический комплекс ЕСУ в центре управления ТДП, в состав которого входят серверы ввода-вывода, серверы математической модели и контроллеры алгоритмов ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, видеостена, межсетевые экраны, автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера по ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, средний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в центрах управления РДП, в состав которых входят сервер ввода-вывода, контроллер алгоритмов, сервер математической модели; видеостена, межсетевые экраны, автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчера, нижний уровень - программно-технический комплекс ЕСУ в МДП, в состав которого входят сервер ввода-вывода микропроцессорной системы автоматизации (МПСА) НПС, сервер ввода-вывода линейной телемеханики (ЛТМ), межсетевые экраны, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора НПС, оператора ЛТМ и системы измерения количества и показаний качества нефти (СИКН); кроме этого предусмотрена блокировка управления из РДП и из МДП при управлении технологическим процессом транспортировки нефти из ТДП, при этом обеспечена возможность передачи функции управления на средний уровень (в РДП) либо на нижний уровень (в МДП), и наоборот обеспечена возможность возврата функции управления от среднего и нижнего уровня в ТДП, при этом средний уровень ЕСУ обеспечивает возможность контроля за состоянием прилегающего технологического участка смежного РДП, а нижний уровень обеспечивает контроль и управление из МДП технологическим процессом транспортировки нефти в пределах зоны ответственности соответствующей НПС.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в ЕСУ в состав комплекса технических средств верхнего уровня ЕСУ (ТДП) входят автоматизированные рабочие места (АРМ) инженера-электроника, мониторинга, поддержки диспетчера ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3, контроля нормативных параметров (КНП), сейсмоконтроля; в состав комплекса технических средств среднего уровня ЕСУ РДП входят сервер приложений (основной и резервный), сервер истории (основной и резервный), сервер СКСВ и сервер точного времени; а в состав комплекса технических средств нижнего уровня ЕСУ (МДП) на каждой нефтеперекачивающей станции (НПС) входят сервер ввода-вывода автоматизированной системы технического учета электроэнергии с элементами управления электрохозяйством предприятия (АСТУЭ), сервер приложений (основной и резервный), сервер точного времени, автоматизированные рабочие места оператора автоматизированной системой управления пожаротушением (АСУ ПТ), без функций управления, дежурного электрика, системы измерения уровня (СИУ), инженера-электроника и мониторинга.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что в ЕСУ обеспечена возможность управления из РДП только в случае передачи функции управления на средний уровень, а также при потере связи с верхним уровнем ЕСУ, в остальных случаях управление из РДП заблокировано, а возможность управления из МДП только в случае передачи функции управления с верхнего или среднего уровня на нижний уровень, а также при потере связи с верхним и средним уровнями ЕСУ, в остальных случаях управление из МДП заблокировано.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что в ЕСУ в состав комплекса технических средств верхнего уровня ЕСУ (ТДП) входит сервер ввода-вывода тренажера, автоматизированное рабочее место (АРМ) тренажера обучающего и обучаемого по ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3, контроллеры алгоритмов ТУ-1, ТУ-2 и ТУ-3 тренажерного комплекса, сервер математической модели тренажера, сервер истории и приложений тренажера; в состав комплекса технических средств среднего уровня ЕСУ РДП входят сервер ввода-вывода тренажера, автоматизированное рабочее место тренажера обучающего и обучаемого, контроллер алгоритмов тренажера, сервер математической модели тренажера, сервер истории и приложений тренажера.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к управлению технологическим процессом посредством портативного коммуникатора. Технический результат заключается в создании портативного коммуникатора с расширенным по функциональным возможностям сенсорным интерфейсом управления.

Изобретение относится к измерительному преобразователю (М) с интерфейсом для передачи измеренных значений через полевую шину (2L), причем связь осуществляется через полевую шину (2L) согласно протоколу полевой шины, причем количество представленных от измерительного преобразователя (М) измеренных значений превышает измеренные значения, вызываемые посредством базовой команды протокола полевой шины.

Устройство для автоматического полива растений содержит емкость для поливочной жидкости (1) с устройством подачи поливочной жидкости (2) к нескольким рядам растений, имеющим выходной шланг (3) с подающим наконечником (4), управляемый от программного устройства (7) привод (5) для перемещения наконечника (4) от одного приемного патрубка (6) к другому.

Изобретение относится к способу управления по меньшей мере одним исполнительным органом (11). Технический результат заключается в обеспечении непрерывного контроля блоков управления при минимальных аппаратных затратах.

Группа изобретений относится к технологическим полевым устройствам. Технический результат заключается в увеличении мощности, доступной для схем технологического полевого устройства.

Группа изобретений относится к управлению технологическими процессами и может быть использована для управления операционным полевым устройством через портативный коммуникатор.

Устройство очистки решетки относится к механическим решеткам и может быть использовано при очистке сточных вод от механических примесей. Устройство очистки решетки содержит электропривод устройства очистки решетки, снабжено датчиком остановки движения устройства очистки решетки, блоком автоматического управления, содержащим программируемый контроллер, преобразователь частоты электропитания электропривода устройства очистки решетки, один из входов программируемого контроллера соединен с выходом датчика остановки движения устройства очистки решетки, а один из выходов программируемого контроллера соединен со входом преобразователя частоты, один из выходов которого соединен со входом электропривода устройства очистки решетки.

Изобретение относится к устройствам для технического обслуживания на месте. Технический результат - возможность отображения информации, отображаемой на дисплее портативного инструмента для технического обслуживания на месте, в режиме реального времени, на дисплее удаленного устройства.

Изобретение относится к вычислительной технике и может быть использовано при создании вычислительных устройств (вычислительных машин), входящих в состав систем управления подвижными объектами.

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в энергетических системах. Технический результат заключается в улучшении управления сетями электроэнергетической системы.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения профиля искривления протяженных трубчатых каналов. Измеритель искривления трубчатого канала содержит датчики изгиба (4), подключенные к измерительной схеме.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для определения пространственного положения подводного трубопровода. В способе измеряют модуль вектора индукции магнитного поля Земли (ВИМПЗ) при помощи магнитометров, установленных совместно с точкой приема сигнала на одном вертикальном носителе, буксируемом за судном.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту, в частности к защитным устройствам и к устройствам для наблюдения за оборудованием. Предложено предохранительное устройство для заглушки трубы и для трубы, в котором заглушка содержит закрывающую внутреннюю стенку трубы гильзу, при этом предохранительное устройство выполнено для выработки сигнала тревоги.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа, например для контроля и управления блоком электроприводных задвижек на участках нефтепроводов, газопроводов, водоводов, расположенных в труднодоступной местности.

Способ и устройство предназначены для управления внутритрубным объектом. Способ заключается в дистанционном управлении внутритрубным объектом с помощью команд управления по двум каналам управления - низкочастотному электромагнитному каналу и радиоканалу метрового диапазона волн, причем низкочастотные электромагнитные сигналы излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного вне и внутри трубопровода, а сигналы, передающиеся по радиоканалу метрового диапазона волн, излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного внутри трубопровода, используя его в качестве волновода, с размещением одного комплекта приемо-передающего оборудования метрового диапазона волн на внутритрубном объекте.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может использоваться для определения планово-высотного положения подземного магистрального трубопровода.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности средствам бесконтактной диагностики, представляет собой устройство для диагностики технического состояния металлических трубопроводов и может быть использовано при дефектоскопическом контроле состояния, например напряженно-деформированного состояния металла трубопровода, нарушения целостности трубопровода и изоляционного покрытия и т.п., подводных и/или подземных нефте- и газопроводов и других металлических трубопроводов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для укрытия вантуза, располагаемого на линейной части магистрального трубопровода, с целью защиты от несанкционированного доступа к вантузу сторонних лиц.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту нефтегазохимических продуктов, в частности к приборам и устройствам для контроля технического состояния трубопровода.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и предназначено для определения мест образования неполной закупорки в трубопроводе при транспорте сжимаемой жидкости, например нестабильного конденсата.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании. В способе периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри или до и после газового оборудования, расход газа через газовое оборудование или перепад давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование. По измеренным значениям формируют показатель загидрачивания работающего газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. При формировании показателя загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Определяемые в безгидратном режиме работы базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх