# Разработка и внедрение автоматизированных систем управления в нефтепроводном транспорте (1972-1982 г.г.)

Д. В. Караченец

## Разработка и внедрение автоматизированных систем управления в нефтепроводном транспорте (1972-1982 г.г.)

Караченец Д. В., г. Киев.

Из материалов конференции «Глушковские чтения» 2013 года.

В июне-июле 1976 года между Министерством нефтяной промышленности СССР (Миннефтепромом) и Академией наук (АН) УССР был подписан Протокол о научно-техническом сотрудничестве, согласно которому Институт кибернетики (ИК) АН УССР становился Генразработчиком Автоматизированных систем управления технологическими процессами на магистральных нефтепроводах (АСУТП МН) Главного управления по транспортированию нефти (Главтранснефти) Миннефтепрома. Протокол дополнялся Программой работ на 1976-1980 г.г., в соответствии с которой ИК и его Специальное конструкторское бюро математических машин и систем (СКБ ММС) должны были создать к концу 1977 г. согласно Постановлению директивных органов СССР в Ровенском районном нефтепроводном управлении системы нефтепроводов «Дружба» Базовую АСУТП МН, а затем в 1978-1980 г.г. внедрить ее еще на 21 объекте Главтранснефти.

Научным руководителем работ по созданию систем был назначен директор ИК АН УССР академик В. М. Глушков, соруководителем главный инженер Главтранснефти В. Х. Галюк, а Главным конструктором — Д.В.Караченец, на которого возложены были также обязанности руководителя специально созданного в СКБ ММС под выполнение этих работ Отделения автоматизированных систем управления технологическими комплексами (ОАСУТК).

Следует сказать, что в народном хозяйстве СССР нефтепроводная сеть представляла собой своего рода «кровеносную систему». Эта сеть состояла из магистральных нефтепроводов (МН) и резервуарных парков (РП).

МН имели протяженность от десятков до сотен километров. Они могли быть однониточными или многониточными, содержать от одной до десятка нефтеперекачивающих станций (НПС). Головные НПС (ГНПС) связаны с РП и содержат в своем составе подпорные насосные станции (НС), принимающие нефть из РП и закачивающие ее в магистраль, и магистральные НС. Промежуточные НПС содержат только магистральные НС. На каждом МН все насосные работают как единое целое с перекачкой нефти последовательно, «из насоса в насос», на магистральных НС. Давление на выходе последних могло достигать 50 и более атмосфер. Для поддержания требуемых давлений на входе и выходе каждой магистральной НС она оборудуется автономной системой автоматического регулирования (САР) давлений, управляющей регулирующей заслонкой, которая устанавливается на выходе НС. При наличии гидравлических связей (перемычек) между отдельными магистральными трубопроводами многониточного МН такой МН представляет собой сложную гидравлическую систему. Энергообеспечение РП и НС (в первую очередь, электроприводов насосов) осуществлялось специально сооружавшимися при НПС электроподстанциями (ЭП). Из всей электроэнергии, которая вырабатывалась в СССР, около 2% расходовалось на перекачку нефти.

РП содержали от единиц до десятков резервуаров, каждый из которых имел объем от единиц до десятков и, даже, сотен тысяч кубических метров. Объемы РП рассчитывались на трехсуточную аварию на подводящих или отводящих трубопроводах. В процессе перекачки нефти РП должны были иметь соответствующие запасы нефти и свободные емкости. Во входные РП нефть принималась с нефтяных месторождений от нефтегазодобывающих предприятий и затем нефтепроводами (как правило, МН) через промежуточные РП доставлялась в конечные РП для переработки ее нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) СССР, для перевалки на речной и морской транспорт (танкеры), для дальнейшей поставки нефтепроводным транспортом на НПЗ европейских стран социалистического содружества.

Особенно стремительный рост нефтепроводной сети СССР начался в начале 1970-х годов после открытия и освоения в Северо-Западной и Центральной Сибири целого «ожерелья» крупнейших нефтяных месторождений. Нефтедобыча в СССР в эти годы возросла почти в 2 раза. Протяженность труб в нефтепроводной сети достигла 65 тыс. км. Возросшая нагрузка на нефтепроводную сеть требовала качественно нового решения проблем управления как элементами этой сети (МН, в первую очередь), так и сетью в целом для обеспечения высокой надежности работы нефтепроводной сети с достижением высоких технико-экономических показателей, прежде всего, по экономии электроэнергии, потребляемой на перекачку нефти по МН.

Управление всей нефтепроводной сетью СССР осуществлялось подразделениями Главтранснефти. К верхнему уровню системы управления относились службы центрального аппарата и Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) с Информационно-вычислительным центром (ИВЦ). На среднем уровне управление велось производственными службами и Центральными диспетчерскими управлениями (ЦДУ) с приданными им ИВЦ в Управлениях магистральных нефтепроводов (УМН) территориальных (региональных) систем нефтепроводной сети СССР. Всего было 17 таких региональных систем, большинство из которых делились на участки, подчиненные Районным нефтепроводным управлениям (РНУ). Управление оборудованием РП, МН и технологическим процессом перекачки осуществлялось Диспетчерскими пунктами (ДП) РНУ с персоналом производственных объектов. До 1975 года такое управление из ДП осуществлялось по ведомственной телефонной связи и было связано с большими временными задержками в реализации принимаемых решений. Контрольно-измерительные приборы и автоматика (КИПиА) насосных агрегатов и станций — это все, что имел под рукой производственный персонал НС и РП.

При возросшей нагрузке на нефтепроводную сеть и переходу к работе МН на напряженных режимах с высокими давлениями, старые средства и технология управления МН не могли обеспечить безопасной их работы. К 1975 году в РНУ начали внедряться комплексы телемеханики ТМ-100. Однако они не могли еще обеспечить требуемое качество управления нефтепроводными участками РНУ. В производство были запущены новые системы телемеханики ТМ-120, которые должны уже были работать совместно с УВК — управляющими вычислительными комплексами. На повестку дня встал вопрос о создании АСУТП МН. Понятно, насколько своевременным оказалось подключение к этим работам в качестве Генразработчика АСУТП МН Института кибернетики и его СКБ ММС согласно подписанных в середине 1976 года Протокола о сотрудничестве и Программы работ к нему. Эта Программа (22 системы) предусматривала постановку под контроль и управление АСУТП МН более 55 тыс. км нефтепроводных трасс (85% всей нефтепроводной сети СССР).

Заключение объемного соглашения между Миннефтепромом и Главтранснефтью СССР, с одной стороны, и АН и ИК АН УССР, с другой стороны, стало возможным благодаря немалому вкладу коллектива отдела “Математического и алгоритмического обеспечения АСУТП” СКБ ММС (начальник отдела Д. В. Караченец) в создание в 1974-1975 г.г. Пускового комплекса первой в Главтранснефти Организационно-технологической АСУ (ОТ АСУ), введенному в эксплуатацию в конце 1975 г. в г.Львове в УМН «Дружба».

При разработке комплекса программ для расчета карт оптимальных режимов однониточных (в то время) нефтепроводов «Дружба» в составе Пускового комплекса АСУ «Дружба» эффективным оказалось применение разработанного в 1972-1973 годах Д. В. Караченцем метода расчета оптимальных режимов нефтепроводов, основанного на идее методики последовательного анализа вариантов, которая создавалась в ИК под руководством одного из заместителей директора Института (в то время) Михалевича В. С.

«Базовым объектом» для создания Базовой АСУТП МН, предусмотренной указанной Программой работ, явился участок Мозырь-Броды-Ужгород, состоявший из двух МН, которые к началу работ по этой системе (01.10.1976 г.) стал уже «почти» двухниточным. МН Броды-Ужгород с ГНПС — линейно-производственной диспетчерской станцией (ЛПДС) — в Бродах относился к Ровенскому РНУ системы нефтепроводов «Дружба». Он включал промежуточные НПС Куровичи, Жулин, Карпаты и напоропонижающую станцию Солотвин. «Ужгород» — условное название конечной точки этого участка, а если точнее, то конечные РП с приемо-сдаточными пунктами нефти находились и находятся в Фенешлитке в Венгрии и в Будковце в Словакии. МН Мозырь-Броды эксплуатировался как Гомельским РНУ (часть резервуаров РП ГНПС Мозырь, две подпорных, две магистральных насосных и примыкавшие к ним участки магистральных трубопроводов), так и Ровенским.

Базовая АСУТП МН была создана специалистами Заказчика (центрального аппарата и Ровенского РНУ УМН «Дружба»), Генпроектировщика (проектного института «Южгипронефтепровод», ныне «Институт транспорта нефти», в г. Киеве) и Генразработчика (ИК и его СКБ ММС) за 15 месяцев.

Заказчиком была проведена огромная работа по подготовке производственных помещений и всего технологического оборудования к внедрению АСУТП, по модернизации средств КИПиА, по оборудованию ДП РНУ в Ровно и ЛПДС в Бродах вычислительной техникой с ее модернизацией (ЭВМ — электронно-вычислительными машинами — М-6000 в режимах УВК в Ровно и удаленного терминала в Бродах), по телемеханизации станционных объектов (НС) и линейных трасс на карпатском и закарпатском участках, по установке на всех НПС систем учета электроэнергии ИИСЭ-1-48, выпускавшихся ВЗЭИТ (Вильнюсским заводом электроизмерительный техники), по разработке различных устройств сопряжения разнородных технических средств в единый технический комплекс, по разработке для УВК в Ровно подсистемы централизованного контроля (ПЦК) с обработкой всей телемеханической информации, поступавшей в центральный УВК с объектов всего участка нефтепроводов Мозырь-Броды-Ужгород.

Генразработчиком были созданы устройства сопряжения систем ИИСЭ-1-48 с приемопередающими устройствами контролируемых пунктов (УП-КП) станционной системы телемеханики ТМ-100, изготовлены Опытным заводом СКБ ММС и установлены на всех 8 НПС нефтепроводов; разработано информационное и программное обеспечение удаленного терминала в Бродах; разработан комплекс программ по учету электроэнергии в РНУ, работавший в реальном масштабе времени и получавший через ПЦК данные со всех систем ИИСЭ-1-48; создана подсистема моделирования и оптимизации (ПМО) технологического процесса перекачки нефти по МН РНУ, часть программ которой работали в режиме реального времени, получая данные о состоянии оборудования и значениях технологических параметров (расходов нефти, давлений и мощностей, потреблявшихся электродвигателями приводов насосов на всех НС) от ПЦК, а часть — в фоновом режиме. Эта часть программ позволяла проводить расчеты режимов магистральных многониточных нефтепроводов произвольной конфигурации с учетом изменений структуры потоков нефти в них при изменении состояния задвижек на НС или линейной части нефтепроводов и с учетом особенностей работы САР на каждой магистральной НС того или иного МН. На базе таких расчетов строились карты оптимальных режимов перекачки по каждому МН, которые затем использовались при решении задач оптимального планирования режимов перекачки по сети РП и МН.

Генпроектировщиком была выпущена вся проектная и рабочая документация по техническому комплексу системы и всем изменениям в объекте управления, проведенным при его модернизации. Документацию по своим разработкам Генразработчик выполнил сам.

Сдача Базовой АСУТП МН Межведомственной приемо-сдаточной комиссии, возглавлявшейся начальником Управления по автоматизации Миннефтепрома и главным инженером Главтранснефти, состоялась в последней декаде декабря 1977 г. Испытания системы проводились в течение трех дней. Система успешно прошла испытания и была принята в опытно-промышленную эксплуатацию.

Когда в августе 1979 года научный руководитель работ по созданию систем согласно Программы работ академик В. М. Глушков провел в течение 3-х дней визит на Базовый объект для ознакомления лично на месте с созданной Базовой АСУТП, то он дал высокую оценку этой системе, сказав, что такого на объектах с непрерывной технологией ему видеть не приходилось. За эти 3 дня он успел побывать в ДП Ровенского РНУ в Ровно, на ЛПДС Броды, ознакомившись со всем технологическим оборудованием ГНПС, включая информационно-измерительные системы количества и качества перекачиваемой нефти, и всеми средствами автоматизации и управления, во Львове посетил ЦДП и ИВЦ, побывал на промежуточной НПС Жулин. Кроме того, как член Центрального Комитета Коммунистической партии Украины (КПУ), он нашел время встретиться вместе с сопровождавшей его делегацией сотрудников ИК и СКБ ММС в составе 4-х человек со вторым секретарем Ровенского обкома КПУ, с первыми секретарями Львовского обкома и Стрыйского райкома КПУ. Глубоко вникая в суть проблем, он ставил перед директором СКБ ММС и другими сопровождавшими его лицами задачи о новых перспективных разработках (в частности, по названным выше информационно-измерительным системам).

Решения, полученные при создании Базовой АСУТП МН, послужили основой, которая позволила коллективу ОАСУТК СКБ ММС внедрить АСУТП МН еще на 21 объекте Главтранснефти в течение 1978-1980 г. г., как это было предусмотрено Программой работ. Назвать эти работы просто тиражированием решений по Базовой АСУТП МН было бы некорректно, поскольку каждый год системы создавались на новой серии УВК. Последние отличались не только своими техническими характеристиками, но и разными версиями операционных систем, что заставляло менять архитектуру прикладных программ систем. Чтобы избежать зависимости этих программ еще и от характеристик локальных фрагментов нефтепроводной сети СССР на объектах внедрения, Главным конструктором с помощниками была разработана типовая информационная модель таких фрагментов на основе разработанной системы классификации и кодирования объектов нефтепроводного транспорта. На всех объектах использовались устройства системы телемеханики ТМ-120 (станционной ТМ-120-1 и линейной ТМ-120-2). За эти три года было создано (объекты внедрения не уточняются, чтобы не утомлять читателя):

• в 1978 г. пять систем на УВК М-7000 с дисковой операционной системой (ДОС) М-7000 Агрегатной системы программного обеспечения (АСПО), разработанной в Северодонецком НИИ УВМ, в составе подсистем ПЦК и ПМО;


• в 1979 г. десять систем на УВК малых конфигураций (МК) СМ-1 с ДОС МК АСПО в объеме подсистемы ПЦК;


• в 1980 г. семь систем на УВК СМ-2, подобного по характеристикам УВК М-7000.


В конце 1980 года за цикл работ по созданию и внедрению в народное хозяйство СССР Базовой АСУТП нефтепроводного транспорта коллективу работников УМН «Дружба» (5 человек) и сотрудников ОАСУТК СКБ ММС (3 человека, одним из которых был Главный конструктор АСУТП МН) была присуждена Государственная премия УССР в области науки и техники. Подтвержденный Миннефтепромом экономический эффект от внедренных систем составлял 10 млн. рублей в год.

В 1981 году Выставка достижений народного хозяйства (ВДНХ) СССР наградила научного руководителя работ, академика В. М. Глушкова золотой медалью. Два сотрудника ОАСУТК были награждены серебряной и бронзовой медалями.

В мае 1980 г. с целью дальнейшего функционального развития АСУТП МН на встрече технического руководства Главтранснефти с директором ИК было принято решение о создании Головного образца функционально-развитой АСУТП МН с автоматизацией функций по управлению МН в Гомельском РНУ «Дружба» и сторонами было подписано письмо в ГКНТ о включении этой работы в планы ГКНТ на следующую пятилетку.

В 1981 году было разработано Техническое задание на создание этой системы. Однако подписать его академик уже не смог. 30 января 1982 года мировая наука потеряла гения.