Микропроцессорные системы автоматики.

Автоматизация МН сейчас выполняется с использованием микропроцессорных систем автоматики (МПСА). Использование МПСА имеет целый ряд особенностей, но главное , что такие системы более современны и обладают более широкими возможностями.

Телемеханизация магистральных нефтепроводов

Средства телемеханизации МН предназначены для обеспечения дистанционного контроля и управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из МДП, районного (территориального) диспетчерского пункта. Для организации контроля и возможности управления из МДП (операторной НПС) технологическим оборудованием линейной части МН в зоне ответственности НПС необходимо предусматривать в МДП (операторной НПС) АРМ для контроля и управления технологическими объектами линейной части МН.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, энергохозяйство, резервуарные парки, узлы учета нефти, средства электрохимзащиты, линейная часть МН.

Телемеханизация магистральных нефтепроводов должна обеспечивать:

- выполнение функций контроля операторами НПС (в зоне ответственности НПС) диспетчерскими службами РДП, ТДП фактических параметров работы нефтепроводов, НПС, РП на соответствие нормативно-технологическим параметрам;

- телеуправление технологическим оборудованием НПС, оборудованием линейной части МН (в зоне ответственности) из МДП, РДП, ТДП;

- сбор информации о возникновении аварийных ситуаций;

- сбор информации о техническом состоянии оборудования;

- передачу сигнализации об аварийном состоянии (аварийной остановке) НПС на предыдущую (по потоку нефти) НПС при наличии соответствующих требований по п.6.4.3.11 РД-35.240.00-КТН-207-08;

- сбор информации, необходимой для контроля режимов работы МН по выбранному критерию.

Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень диспетчера РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунды. Время передачи управляющей команды диспетчером РДП (ТДП) на любой телемеханический объект не должно превышать 2 секунды.

Общее время сбора информации со всех контролируемых объектов нефтепровода на уровне РДП (ТДП) не должно превышать 10 секунд.

Комплекс средств телемеханики должен обеспечивать получение информации, необходимой для работы системы обнаружения утечек (СОУ). Время сбора этой информации в РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунд при условии применения цифровых интерфейсов передачи данных.