ЖУРНАЛ СТА 4/1997

СИСТЕМНАЯ ИНТЕГРАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ 26 4/97 ● значения аналого- вых, дискретных расчетных парамет- ров, как мгновенные, так исторические; ● протоколы действий персонала и прото- колы событий (в том числе сообщений); 2) базы данных сооб- щений оператора. Программное обеспе- чение подсистемы связи с УСО относится к сред- нему уровню АСУ ТП и включает в себя следую- щие компоненты: ● подсистема сбора и предварительной об- работки информации; ● подсистема исполне- ния управляющих воз- действий; ● сетевой загрузчик; ● диспетчер отказов. Программное обеспе- чение нижнего уровня АСУ ТП представлено на- бором программных мо- дулей, функционирую- щих на аппаратных сред- ствах программируемых контроллеров. Эти моду- ли настраиваются на конкретную конфигура- цию функциональных модулей ПК. Их загруз- ка в конкретные ПК или процессовые станции производится по усмот- рению программиста. Как правило, в ПК вы- полняются простые за- дачи (первичная обра- ботка, простые регулято- ры и т. п.). В процессовой станции выполняются более сложные задачи логического управления, фильтрации сигналов и событий и т. п. Результаты опытной эксплуатации АСУ ТП К настоящему моменту спроектированы, изготов- лены, смонтированы и введены в про- мышленную эксплуатацию программ- нотехнические средства верхнего уровня, введены в опытную эксплуата- цию системы среднего и нижнего уров- ней на трёх НПС, ведётся монтаж и под- готавливается к вводу в опытную эксп- луатацию оборудование для одиннадца- ти НПС; окончание ввода в промышлен- ную эксплуатацию — конец 1997 года. Годовой экономический эффект от внед- рения АСУ ТП составит около 18 млрд. руб. Срок окупаемости — 2 года. В результате опытной эксплуатации были подтверждены высокие техничес- кие характеристики устройств фирм Octagon Systems и Grayhill. Достигнуто существенное улучшение качества уп- равления транс- портировкой неф- ти по трубопро- водам с помощью описанной АСУ ТП. Вопервых, следует отметить возрос- шую оперативность и объём информа- ции, поступающей на РПД от НПС. Вовторых, улуч- шились условия труда операторов НПС—они получи- ли в распоряжение современные сред- ства контроля и управления режимами работы обслуживаемого технологического обору- дования. Втретьих, про- изошло сокращение чис- ленности обслуживающего персонала на 15%. Вчет- вёртых, появилась воз- можность контроля бо- лее квалифицированны- ми специалистами РДП качества выполнения оперативным персона- лом НПС наиболее ответ- ственных переключений режимов работы обору- дования НПС при пуске, останове, а также при ликвидации причин воз- никновения аварии. Впятых, сократилось время, за которое можно точно определить при- чины нарушения режи- мов транспортировки и возникновения ава- рийной ситуации и вре- мя ликвидации указан- ных нарушений. Наконец, вшестых, принятая архи- тектура АСУ ТП, которую можно отнести к разряду уникальных для подобных систем, обеспечила прин- ципиально новые возмож- ности диагностики це- лостности трубопроводов за счёт непрерывной, рас- пределённой по всем контролируемым пунктам (линейным и станционным) об- работки оперативной информации. ● Е.П. Золотухин, Э.Г. Михальцов, Г.П. Чейдо — сотрудники КТИ ВТ СО РАН, А.Ф. Старшинов, В.И. Стратула работают в УУМН АО «Сибнефтепровод» Телефон/факс КТИ ВТ: (3832) 35-3361 Рис. 14. Фрагмент схемы АСУ ТП электротехнического оборудования Рис. 12. Фрагмент главного кадра АСУ ТП насосно-транспортного оборудования Рис. 13. Фрагмент схемы нефтеперекачивающей станции