ЖУРНАЛ СТА 4/1997

практически было невозможным изза физического и морального износа. В 1995 году по заказу Урайского УМН Конструкторскотехнологический ин- ститут вычислительной техники Сибир- ского отделения Российской Академии наук (КТИ ВТ СО РАН) начал работы по проектированию и выполнению модер- низации существующей АСУ ТП в соот- ветствии с современными требованими. Главное из этих требований — обеспе- чение надежности на основе постоян- ного распределенного контроля целост- ности нефтепроводов. Принятая архи- тектура системы обусловлена именно этим критерием. Сказанное относится в первую очередь к линейным участкам нефтепроводов, где устанавливаются интеллектуальные контроллеры, вы- полняющие непрерывный анализ трен- дов давлений и других технологических параметров, на результатах которого строится решение диагностических за- дач. В случае необходимости локальные результаты передаются на процессовую станцию линейного участка, где анали- зируется ситуация на данном участке, или далее, на районный диспетчерский пункт (РДП) для более обобщенного анализа ситуации. Зона обслуживания нефтепроводов Урайского УМН расположена на обшир- ной территории, простирающейся на расстояния около 525 км с запада на восток и 500 км с севера на юг (рис. 1). Реконструируемая АСУ ТП «Урай» вза- имодействует с 14 нефтеперекачивающи- ми станциями (НПС) Урайского управле- ния и двумя НПС смежных управлений. На линейных участках нефтепроводов между двумя соседними НПС располо- жено от пяти до восьми контролируе- мых пунктов (КП) системы телемехани- ки линейных участков. АСУ ТП «Урай» на Востоке взаимодействует с АСУ ТП «Сургут», которая контролирует участок нефтепроводов ИльичевкаКатыш. Основными объектами автоматизации АСУ ТП Урайского УМН являются элект- ротехническое и насоснотранспорт- ное оборудование нефтеперекачиваю- щих станций и оборудование линей- ных участков. Электротехническое оборудова- ние включает следующие функцио- нальные подсистемы: ● электроснабжение НПС; ● распределение электроэнергии 10 кВ; ● распределение электроэнергии 0,4 кВ; ● электропривод 10 кВ; ● электропривод 0,4 кВ; ● система аварийного питания; ● релейная защита и автоматика; ● собственные нужды. Насоснотранспортное оборудова- ние НПС состоит из следующих функ- циональных подсистем: ● магистральный агрегат; ● подпорный агрегат; ● общестанционная защита и сигнали- зация; ● вспомогательные системы; ● задвижки узла подключения НПС к нефтепроводу; ● оборудование линейных участков нефтепроводов. Основные задачи , решаемые в рамках АСУ ТП магистрального нефтепровода: ● обеспечение технического и опера- тивного персонала актуальной ин- формацией о работе оборудования НПС и нефтепроводов; ● ускорение анализа причин возник- новения аварийных ситуаций, и, как следствие этого, сокращение срока ликвидации аварий; ● централизация управления электро- снабжением и технологическими процессами перекачки нефти из рай- онного диспетчерского пункта (РДП); ● автоматизированный вывод нефте- провода на заданный режим; ● удержание на минимально возмож- ных режимах; ● решение задач диагностики целост- ности нефтепровода для минимиза- ции потерь нефти и загрязнения ок- ружающей среды; ● обеспечение режима опережения волны давления, возникающего при аварийных отключениях магистраль- ных насосов; ● рациональное использование элект- роэнергии; ● повышение эффективности эксплуа- тации электрооборудования; ● сокращение численности дежурного персонала на НПС и повышение эф- 19 4/97 СИСТЕМНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Рис. 1. Зона обслуживания нефтепроводов Урайского УМН Нефтехранилище Нефтеперекачивающая станция