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")

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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 резе