ЕДИНАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ

Полезная модель относится к трубопроводному транспорту и может быть использована для комплексного непрерывного управления и контроля технического состояния магистральных и промысловых газовых, а также нефтепроводов разветвленной трубопроводной системы (ТС).
Известны различные системы контроля за состоянием трубопроводов, обеспечивающие контроль и определение места утечки нефтепровода или техническое состояние магистрального трубопровода, например, в условиях регионов с повышенной сейсмической и тектонической активностью. (DE, А1, 102006028942), (CN, А, 1828123), (RU, С2, 2462656), (RU, С1, 2382279).
Наиболее близкой является система мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода, включающая набор датчиков для измерения физических параметров, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода, и средства для обработки измеренных физических параметров. Средства для обработки измеренных физических параметров содержат блок сбора данных, блок хранения данных и расчетных моделей, блок адаптации расчетных моделей, блок вычисления обобщенных косвенных показателей и устройство отображения информации АРМ диспетчера. Выходы датчиков через блок сбора данных соединены с первым входом блока хранения данных и расчетных моделей, первый выход которого подключен к первому входу блока вычисления обобщенных косвенных показателей и ко входу блока адаптации расчетных моделей, выход которого подключен ко второму входу блока хранения данных и расчетных моделей, второй выход которого соединен со вторым входом блока вычисления обобщенных косвенных показателей, выход которого подключен к третьему входу блока хранения данных и расчетных моделей и устройству отображения информации АРМ диспетчера. (RU, С1, 2451874).
Это техническое решение осуществляет оценку технического состояния магистрального трубопровода, обеспечивающую удобную форму предоставления информации с небольшим количеством данных, позволяющей диспетчеру своевременно принимать решения. Система позволяет создать адаптивную систему мониторинга, позволяющую изучать внешние влияющие на техническое состояние магистрального трубопровода факторы (например, сейсмические, тектонические события) во взаимосвязи с воздействием этих факторов на объект мониторинга, накапливать новые знания об объекте и использовать эти знания в этой же системе без модификации ее структуры.
Ограничением такой системы является невозможность одновременного контроля в режиме реального времени за состоянием трубопроводной системы (а не только одного магистрального трубопровода), а также не обеспечивается автоматическое изменение режима функционирования участков трубопровода. Система предназначена для контроля за состоянием магистрального трубопровода в условиях регионов с повышенной сейсмической и тектонической активностью только одним диспетчерским пунктом, не позволяет контролировать утечки на различных участках и в местах расположения оборудования ТС и автоматически изменять режимы эксплуатации.
Решаемая полезной моделью задача - улучшение технико-эксплуатационных характеристик функционирования магистральных и/или промысловых трубопроводов.
Технический результат, который получен при выполнении заявленной полезной модели - повышение надежности, оперативности, контроля и управляемости ТС в режиме реального времени.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата единая система управления трубопроводной системы (ТС) содержит подсистему обработки информации и подсистему контроля и управления ТС, при этом подсистема обработки информации составлена из блока предоставления данных, контроллера нормативных параметров, блока мониторинга, блока поддержки диспетчера, тренажера диспетчера, а подсистема контроля и управления трубопроводной системы - из блока диспетчера, блока управления, блока контроля сейсмических воздействий, блока обнаружения утечек, первый вход-выход блока предоставления данных связан с первым входом-выходом блока диспетчера, выход блока поддержки диспетчера связан с первым входом тренажера диспетчера, второй вход-выход блока диспетчера связан с входом-выходом контроллера нормативных параметров, третий вход-выход блока диспетчера - с входом-выходом блока мониторинга, четвертый вход-выход блока диспетчера - с входом-выходом блока поддержки диспетчера, пятый вход-выход блока диспетчера - с входом выходом блока управления, шестой вход-выход блока диспетчера - с первым входом-выходом блока обнаружения утечек, седьмой вход-выход блока диспетчера служит для связи с входом-выходом контролируемого пункта линейной телемеханики и микропроцессорной системы автоматики нефтеперекачивающей станции, выход блока контроля сейсмических воздействий связан с входом блока диспетчера, второй вход-выход блока представления данных служит для связи с входом-выходом центрального диспетчерского пункта, а третий вход-выход блока предоставления данных - для связи, с по меньшей мере, одним территориальным или резервным диспетчерским пунктом, подсистема обработки информации и подсистема контроля и управления трубопроводной системы снабжены блоком обеспечения единого времени и блоком контроллера домена, управляющие входы-выходы которых связаны с соответствующими управляющими входами-выходами блоков, входящих в состав единой системы управления трубопроводной системы.
Полезная модель позволяет обеспечить:
Контроль и автоматическую защиту технологических участков трубопровода при возникновении нештатных ситуаций;
Контроль и автоматизированное управление технологическими режимами работы технологических участков (запуск на режим, остановка, переход между режимами всего технологического участка по команде диспетчера «одной кнопкой») с выполнением следующих условий:
непревышение давления несущей способности трубопровода на любых стационарных режимах и переходных процессах;
обеспечение работы технологического оборудования (МНА и РД) в номинальной зоне своих характеристик;
минимизация образования самотечных участков в переходных и стационарных состояниях МН;
Дистанционное управление и контроль состояния технологического оборудования и параметров технологического процесса;
Информационная поддержка диспетчера на основе динамического математического моделирования технологического процесса;
Обучение диспетчерского персонала контролю и управлению всем трубопроводом на базе тренажерного комплекса с использованием математической модели;
Информационное взаимодействие со смежными системами;
Фактически не изменять существующее оборудование центрального диспетчерского пункта (ЦДП), смежных территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) или резервных пунктов (РП), а также оборудования сейсмостанций, контрольных пунктов линейной телемеханики (КПЛТМ), контроллеров системы обнаружения утечек (СОУ).
Указанные преимущества полезной модели, а так же ее особенности поясняются с помощью лучшего варианта ее выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи.
Фиг.1 изображает функциональную схему заявленной системы;
Фиг.2 - функциональную схему тренажера диспетчера;
Фиг.3 - функциональную схему блока управления подсистемы контроля и управления ТС.
Единая система управления трубопроводной системы (ЕСУ ТС) содержит (фиг.1) подсистему 1 обработки информации и подсистему 2 контроля и управления трубопроводной системы. Подсистема 1 обработки информации выполнена из блока 3 предоставления данных, контроллера 4 нормативных параметров (КНП), блока 5 мониторинга, блока 6 поддержки диспетчера, тренажера 7 диспетчера. Подсистема 2 контроля и управления ТС выполнена из блока 8 диспетчера, блока 9 управления, блока 10 контроля сейсмических воздействий (БКСВ), блока 11 обнаружения утечек (БОУ). Первый вход-выход блока 3 предоставления данных связан с первым входом-выходом блока 8 диспетчера. Выход блока 6 поддержки диспетчера связан с первым входом тренажера 7 диспетчера. Второй вход-выход блока 8 диспетчера связан с входом-выходом КНП 4, третий вход-выход блока 8 диспетчера - с входом-выходом блока 5 мониторинга, четвертый вход-выход блока 8 диспетчера - с входом-выходом блока 6 поддержки диспетчера, пятый вход-выход блока 8 диспетчера - с входом выходом блока 9 управления, шестой вход-выход блока 8 диспетчера - с первым входом-выходом блока 11 обнаружения утечек. Блока 10 контроля сейсмических воздействий связан с входом блока 8 диспетчера, а выход блока 8 диспетчера - с вторым входом тренажера 7 диспетчера. Седьмой вход-выход блока 8 диспетчера служит для связи с входом-выходом контролируемого пункта (КП) линейной телемеханики и микропроцессорной системы автоматики нефтеперекачивающей станции 12 (КП ЛТМ и МПСА НПС). Второй вход-выход блока 3 представления данных служит для связи с входом-выходом центрального диспетчерского пункта 13 (ЦДП), а третий вход-выход блока 3 предоставления данных - для связи, с по меньшей мере, одним резервным или территориальным диспетчерским пунктом 14 (ТДП). Подсистема 1 обработки информации и подсистема 2 контроля и управления ТС снабжены блоком 15 обеспечения единого времени и блоком 16 контроллера домена, управляющие входы-выходы которых связаны с соответствующими управляющими входами-выходами блоков 3-11, входящих в состав единой системы управления ТС (на фиг.1 для простоты чтения чертежа управляющие входы блоков 3-11 не показаны, а блоки 15, 16 условно размещены в подсистеме 2).
Работает система ЕСУ ТС (фиг.1) следующим образом.
Система представляет собой двухуровневый комплекс. Верхний уровень - подсистема 1 обработки информации, второй уровень - подсистема 2 контроля и управления ТС. Межуровневые связи в зависимости от места расположения оборудования могут быть выполнены на базе локальных сетей, отраслевых сетей, волоконно-оптических линий, радиотрансляционных беспроводных линий и т.п.
Блок 3 предоставления данных служит для передачи необходимой оперативной, и исторической информации с его второго и третьего входов-выходов ЦДП 13 и смежным ТДП 14, соответственно. Кроме того, эта информация может быть передана с ЕСУ ТС другим автоматизированным системам, а также на автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов различных служб и отделов, не входящих в состав ЕСУ ТС. Блок 3 выполнен на базе сервера истории/межуровнего транспорта. Информационные данные поступают на первый вход-выход блока с первого входа-выхода блока 8 диспетчера.
КНП 4 осуществляет контроль соответствия фактических параметров работы оборудования линейной части (ЛЧ) ТС, нефтеперекачивающей станции (НПС) на соответствие нормативно-технологическим параметрам и расчетным значениям, соответствующим утвержденным картам технологических и переходных режимов работы магистрального нефтепровода (МН) и план-графикам работы МН. Данные о текущих параметрах на вход-выход КНП 4 поступают со второго входа-выхода блока 8.
В состав КНП 4 может входить следующее оборудование:
- серверы приложений;
- серверы ввода-вывода;
- АРМ КНП.
КНП 4 позволяет осуществлять:
- регистрацию отклонений фактических параметров от нормативных значений;
- отображение на АРМ КНП 4 зарегистрированного отклонения;
- быстрый поиск технологического параметра, по которому зафиксировано отклонение;
- ввод с АРМ КНП 4 нормативных значений технологических параметров магистрального нефтепровода.
Блок 5 мониторинга предназначен для диагностики программных и аппаратных средств ЕСУ, контроллеров линейной телемеханики (ЛТМ), а также оборудования НПС и линейной части (ЛЧ) трубопровода.
В состав блока 5 мониторинга входит следующее оборудование:
- серверы ввода-вывода;
- серверы приложений;
- АРМ мониторинга;
- АРМ инженера-электронщика.
Блок 5 мониторинга выполняет следующие функции:
- определение и отображение обобщенного текущего состояния блоков в составе ЕСУ ТС;
- определение и отображение обобщенного текущего состояния оборудования НПС и ЛЧ, включая наличие/отсутствие режима имитации, маскирования, ремонта;
- определение и отображение текущего обобщенного состояния серверного оборудования в составе программно-технического комплекса каждой НПС, основного и резервного ТДП, («в работе», «отключен», «в резерве», «неисправность», «в ремонте», «недостоверность данных»);
- формирование, хранение и отображение отчетов;
- формирование, хранение и отображение сообщений;
- формирование, хранение и отображение трендов;
- сбор и отображение подробной диагностической информации по НПС:
- состояние технологических параметров и оборудования НПС (МНС (магистральная насосная станция), ПНС (подпорная насосная станция), РП (резервуарный парк));
- состояние защит;
- состояние готовностей;
- сбор и отображение подробной диагностической информации по оборудованию контролируемых пунктов (КП) ЛЧ;
- сбор и отображение подробной диагностической информации о состоянии серверов и контроллеров алгоритмов в основном и резервном ТДП, 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;
- состояние программных модулей в составе используемого программного обеспечения («в работе», «неисправность», «недостоверность данных»);
- сбор и отображение подробной диагностической информации о состоянии серверов (сервер ввода-вывода ЛТМ (линейной телемеханики), технологический сервер МПСА (микропроцессорная системы автоматики), сервер АСУ ПТ - (автоматизированная система управления пожаротушением), сервер истории/межуровневого транспорта) и контроллеров КЦ (центральный контроллер МНС, ПНС, КНС (канализационная насосная станция), АСУ ПТ) в местных диспетчерских пунктах (МДП) каждой НПС ТС, 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;
- состояние программных модулей в составе используемого программного обеспечения («в работе», «неисправность», «недостоверность данных»);
- сбор и отображение диагностической информации о состоянии датчиков в составе БКСВ 10 за сейсмическими воздействиями;
- сбор и отображение диагностической информации о состоянии программных модулей межуровневого транспорта, установленные на аппаратных средствах основного и резервного ТДП, МДП каждой НПС;
- ведение электронных паспортов или электронного реестра оборудования (заводские номера, поставщики, место установки, отслеживание сроков гарантии, отслеживание сроков периодических поверок, отправка на поверку, отправка в ремонт, прибытие с поверки или из ремонта, суммарное время наработки оборудования).
Информационные данные в блок 5 поступают с третьего входа-выхода блока 8 диспетчера на его вход-выход.
Блок 6 поддержки диспетчера осуществляет выполнение задач контроля параметров технологического процесса перекачки нефти. Блок 6 функционирует в режиме реального времени на всех режимах работы нефтепровода, в том числе и при остановленном состоянии. Информационные данные на вход-выход блока 6 поступают с четвертого входа выхода блока 8.
В состав блока 6 входит следующее оборудование:
- серверы математической модели;
- серверы ввода-вывода;
- АРМ поддержки диспетчера.
Блок 6 выполняет следующие функции:
- определение расчетного распределение давления (напора), расхода по длине технологического участка нефтепровода для текущего момента времени по заложенной математической гидравлической модели работы нефтепровода во всех режимах его работы (в том числе остановленное состояние);
- автоматическая идентификация и контроль характеристик нефтепровода, с выдачей предупредительного сигнала при отклонении идентифицированных характеристик от зафиксированных ранее значений, их заданный порог;
- расчет гидравлического сопротивления линейной части нефтепровода (от КП до КП);
- автоматический контроль соответствия расчетных и фактических значений давлений (напоров);
- автоматическая идентификация причин несоответствия расчетных напоров (давлений) фактическим;
- графическое построение линий расчетных и фактических давлений (напоров) в режиме реального времени;
- прогнозирование движения средств очистки и диагностики с выдачей расчетных значений времени прибытия в КПП СОД (камера пуска-приема средств очистки и диагностики) и прохождения узлов линейных задвижек;
- прогнозирование времени опорожнения/заполнения резервуаров с учетом текущего режима перекачки;
- автоматический контроль стационарности режима работы технологического участка с выдачей предупредительного сигнала в случае его достижения или прекращения.
Тренажер 7 диспетчера служит автоматизированным блоком
- для обучения и контроля навыков диспетчерского персонала;
- для проверки возможности использования новых технологических режимов, разработанных службой технологических режимов;
- для проверки программного обеспечения серверов ввода-вывода, контроллеров алгоритмов, АРМ диспетчера в случае необходимости внесения в них корректировок.
Информационные данные на тренажер 7 поступают с выхода блока 6 на первый его первый вход, а с выхода блока 8 на его второй вход, соответственно.
В состав тренажера 7 диспетчера входят программно-аппаратные средства:
- сервер программы управления математической моделью (ПУММ) с установленными:
- гидродинамической математической моделью нефтепровода;
- моделями систем управления уровня МПСА и КП ЛТМ;
- АРМ тренажера диспетчера обучающий с установленными:
- гидродинамической математической моделью нефтепровода;
- моделями систем управления МПСА и КП ЛТМ;
- АРМ тренажера диспетчера обучаемый №1 и №2 в составе (каждый):
- АРМ диспетчера;
- АРМ поддержки диспетчера;
- серверы ввода-вывода - полные аналоги (аппаратные и программные) серверов ввода-вывода ТДП 13;
- контроллеры алгоритмов - полные аналоги (аппаратные и программные) контроллеров алгоритмов ТДП 13;
- серверы математической модели - полные аналоги (аппаратные и программные) серверов математической модели блока 6 поддержки диспетчера ТДП 13.
Тренажер диспетчера выполняет следующие функции:
- имитацию работы на АРМ диспетчера;
- моделирование работы нефтепровода в реальном масштабе времени, включая:
- имитацию работы технологического оборудования линейной части;
- имитацию работы технологического оборудования НПС и РП;
- имитацию работы систем автоматизации и телемеханизации НПС, РП и ЛЧ;
- гидродинамическую модель потока в нефтепроводе;
- генерирование набора аварийных ситуаций и неисправностей в реальном масштабе времени.
Передаваемые информационные данные и связи компонентов блоков тренажера 7 диспетчера приведены на фигуре 2.
Математическая модель нефтепровода в тренажере 7 полностью аналогична математической модели нефтепровода в блоке 6 поддержки диспетчера в части обеспечения функций: расчета напоров и давлений, расчета движения партий нефти, расчета заполнения/опорожнения РП. Функцией математической модели является имитация работы всего нефтепровода ТС, в том числе работы НПС и линейных пунктов телемеханики.
Блок 8 диспетчера подсистемы 2 контроля и управления ТС осуществляет отображение информации на АРМ диспетчера, документирование, регистрацию, архивацию значений и сообщений о событиях и авариях.
В состав блока 8 диспетчера входит следующее оборудование:
- серверы ввода-вывода;
- сервер приложений;
- сервер истории/межуровнего транспорта;
- АРМ диспетчера (экранные формы, отображающие технологические схемы НПС, линейной части ТС и элементы управления технологическим оборудованием). Блок 8 диспетчера выполняет следующие функции:
- управления технологическим процессом перекачки нефти;
- отображения информации о состоянии технологических объектов ТС на мнемосхемах АРМ диспетчера;
- контроля технологического процесса перекачки нефти и состояния технологического оборудования;
- сбор и хранение информации о технологическом процессе;
- отображение на АРМ диспетчера информации о технологическом процессе в виде трендов;
- формирование и отображение на АРМ диспетчера отчетов и сводок.
Информационные данные на блок 8 поступают на его вход от БКСВ 10, и на его шестой вход-выход от блока 11 определения утечек, и от КП ЛТМ И МПСА НПС 12 на седьмой вход-выход. Управление исполнительными устройствами БОУ 11 и КП ЛТМ И МПСА НПС 12 осуществляются с этих входов выходов, соответственно.
Блок 9 управления производит контроль, автоматическую защиту и управление «с одной кнопки» оборудованием ТС по заданным алгоритмам.
В состав блока 9 управления входит следующее оборудование:
- контроллеры алгоритмов;
- серверы ввода-вывода;
- АРМ диспетчера (экранные формы системы управления). Взаимодействие компонентов блока 8 управления приведено на фигуре 3. Блок 8 выполняет следующие функции:
- выполнение пуска в автоматическом режиме нефтепровода на заданный диспетчером технологический режим (в соответствии с утвержденной картой режимов);
- выполнение перехода в автоматическом режиме нефтепровода с текущего технологического режима на заданный диспетчером (в соответствии с утвержденной картой технологических режимов);
- выполнение штатной остановки нефтепровода в автоматическом режиме по команде диспетчера;
- контроль состояния технологического процесса на предмет возникновения нештатных ситуаций;
- выполнение аварийных переходов между технологическими режимами и аварийных остановок нефтепровода при возникновении нештатных ситуаций;
- отображение на АРМ диспетчера: карты готовности к выполнению алгоритмов управления, карты защит, карты настроек защит, карты технологических режимов;
- отображение на АРМ диспетчера информации о ходе исполнения алгоритмов управления.
Блок 10 контроля сейсмических воздействий (БКСВ) осуществляет:
- регистрацию в режиме реального времени и хранения данных по сейсмической обстановке в зоне прохождения магистрального нефтепровода;
- математическую обработку измеренных физических величин на уровне сейсмостанции и формирования сигналов при превышении уровня воздействия сейсмического на нефтепровод эквивалентного 6 и 8 баллов по MSK64;
- визуализацию на АРМ БКСВ полученной от сейсмостанции информации;
- передачу информации о сейсмическом воздействии в зоне прохождения нефтепровода в блок 8 диспетчера для отображения на АРМ диспетчера.
В состав БКСВ 10 входит следующее оборудование:
- сервер БКСВ;
- АРМ БКСВ.
При этом БКСВ 10 включает сейсмостанции, устанавливаемые на линейной части нефтепровода.
Блок 11 определения утечек (БОУ) (комбинированный) предназначен для выполнения функций непрерывного мониторинга герметичности линейной части нефтепровода в пределах контролируемого технологического участка. БОУ 11 функционирует в режиме реального времени по заданным алгоритмам на всех режимах работы нефтепровода, в том числе и при остановленном состоянии. В состав БОУ 11 входит следующее оборудование:
- серверы ввода-вывода системы обнаружения утечек (СОУ);
- серверы расчетов СОУ;
- серверы ввода-вывода;
-АРМ БОУ 11
- контроллеры СОУ.
БОУ 11 выполняет следующие функции:
- получение данных от ПЛК (программируемый логический контроллер) СОУ (для алгоритмов СОУ по волне давления);
- получение данных от подсистемы диспетчера (для алгоритмов параметрической СОУ);
- выявление факта негерметичности нефтепровода (утечки);
- определение места (координаты) возникновения утечки;
- определение времени возникновения утечки;
- определение величины утечки;
- воспроизведение ранее записанных данных в режиме off-line;
- автоматизированный поиск утечек («ручная СОУ»).
- отображение на АРМ БОУ 11 информации о результатах работы системы;
- передачу информации об утечках в блок 8 диспетчера для отображения на АРМ диспетчера.
Блок 15 обеспечения единого времени служит для обеспечения единого московского времени на всех уровнях ЕСУ ТС. Для этого его управляющий вход-выход подсоединен ко всем управляющим входам-выходам блоков подсистемы 1 обработки информации и подсистемы 2 контроля и управления трубопроводной системы.
В состав блока 15 входят серверы точного времени комплектно с GPS/ГЛОНАСС антенной.
Серверы точного времени обеспечивают синхронизацию шкал времени всех серверов и АРМ в составе ЕСУ ТС, контроллеров ЛТМ и контроллеров домена в МДП НПС по протоколу сетевой синхронизации NTP.
Блок 16 контроллера домена предназначен для управления взаимодействиями пользователя и домена, включая процессы входа пользователя в систему и проверку подлинности (процессы аутентификации и идентификации), управления политиками безопасности и т.д. Блок 16 включает в себя серверы контроллера домена.
Таким образом, полезная модель обеспечивает возможность автоматической остановки или перевода технологического участка трубопровода на допустимый пониженный режим в случае возникновения нештатной ситуации, тем самым исключая возможность превышения давления несущей способности трубопровода.
ЕСУ ТС обеспечивает возможность автоматического (без участия человека) перевода технологического участка трубопровода на допустимый пониженный режим в случае возникновения нештатной ситуации на трубопроводе, исключив полную остановку трубопровода, тем самым снижая неравномерность перекачки и повышая среднегодовую пропускную способность трубопровода.
Кроме того, обеспечивается возможность автоматизированного запуска на режим, остановку, переход между режимами всего технологического участка по команде диспетчера «одной кнопкой» (запуск алгоритма выполняется диспетчером, но операции по управлению оборудованием в переходном режиме выполняются автоматически), исключив вероятность неверных действий диспетчера при переводе трубопровода с режима на режим и, соответственно, аварийную остановку трубопровода, тем самым, снижая неравномерность перекачки и повышая среднегодовую пропускную способность трубопровода.
Полезная модель позволяет объединить в единую систему управления ТС, построенную как территориально распределенная комплексная система, программно-технический комплекс в территориальном диспетчерском пункте, программно-технические комплексы в центрах управления районных диспетчерских пунктов (РДП), программно-технические комплексы в местных диспетчерских пунктах (МДП), в операторных нефтеперекачивающих станциях, системы автоматизации и телемеханизации НПС и объектов линейной части в зоне ответственности НПС.
При управлении технологическим процессом транспортировки нефти по ТС из ТДП, управление из РДП и из МДП заблокировано. В ЕСУ обеспечена возможность передачи функции управления на уровень (в РДП) либо на нижний уровень (в МДП). Так же обеспечена возможность возврата функции управления от среднего и нижнего уровня в ТДП.
Для исключения подачи команд управления со всех диспетчерских пунктов (ДП), кроме управляющего, в ЕСУ предусмотрена автоматическая блокировка во всех неуправляющих ДП возможности управления технологическим процессом.
В ЕСУ ТС предусмотрены следующие режимы управления технологическими участками (ТУ):
- штатный - управление всеми ТУ осуществляется из ТДП;
- резервный - управление ТУ осуществляется из РДП, в зоне ответственности которого находится данный ТУ;
- аварийный - из МДП осуществляется управление оборудованием линейной части, находящейся в зоне ответственности НПС.
Наиболее успешно заявленная единая система управления трубопроводной системы промышленно применима для комплексного непрерывного управления и контроля технического состояния магистральных и промысловых нефтепроводов разветвленной трубопроводной системы, например, Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).