Закон Определение Положение Постановление Приказ Прочее Распоряжение Решение Указ Устав tradems.ru / Прочее "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. РД 153-39.4-087-01" (утв. ОАО АК "Транснефть") Официальная публикация в СМИ: публикаций не найдено Утверждаю Первый вице-президент ОАО "АК "Транснефть" В.В.КАЛИНИН Согласовано Госгортехнадзором РФ, письмо от 28 апреля 2001 г. № 10-03/324 Дата введения - 1 сентября 2001 года РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РД 153-39.4-087-01 Предисловие 1. Разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) с участием ОАО "Гипротрубопровод" и ОАО "АК "Транснефть". Разработчики: Гумеров Р.С., Акбердин А.М., Баженов В.В., Белов А.И. (ИПТЭР), Зайцев Л.А. (ОАО "Гипротрубопровод"), Никитин А.Н., Елисеев В.М. (ОАО "АК "Транснефть"). Внесен ОАО "АК "Транснефть". 2. Согласован с Госгортехнадзором России (письмо от 28.04.2001 № 10-03/324). 3. Утвержден и введен в действие Приказом ОАО "АК Транснефть". 4. Вводится взамен РД 39-0137095-003-87 "Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов при создании безлюдной технологии. Основные положения". 1987 г. Срок введения с 1 сентября 2001 г. 1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Настоящий руководящий документ устанавливает основные положения по автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов. Действие руководящего документа распространяется на работы по созданию средств автоматизации, телемеханизации и автоматизированных систем, проектированию новых и реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов. Руководящий документ определяет требования к средствам автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов. Действие документа не распространяется на нефтебазы и наливные станции, а также не регламентирует особенности автоматизации и телемеханизации МН, по которым перекачивается высоковязкая или газонасыщенная нефть. Документ предназначен для руководящих и инженерно-технических работников (специалистов), занимающихся разработкой, внедрением и эксплуатацией средств автоматизации, телемеханизации и автоматизированных систем, проектированием новых и реконструкцией действующих объектов магистральных нефтепроводов. Установленные в документе требования могут изменяться в зависимости от конструктивных особенностей оборудования, технологических схем, уровня загрузки и диаметра нефтепровода. 2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ В настоящем руководящем документе использованы ссылки на следующие документы: Закон РФ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов". Принят Государственной Думой 20 июня 1997 г. ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения ГОСТ 23222-88 Характеристики точности выполнения предписанной функции средств автоматизации. Требования к нормированию. Общие методы контроля ГОСТ 27883-88 Средства измерения и управления технологическими процессами. Надежность. Общие требования и методы испытаний ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Термины и определения. ГОСТ Р 51330.9 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Требования безопасности ГОСТ Р МЭК 870-5-1-95 Устройства системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 1. Форматы передаваемых кадров ГОСТ 25861-83 Машины вычислительные и системы обработки данных. Требования по электрической и механической безопасности и методы испытаний ГОСТ 29125-91 Программируемые контроллеры. Общие технические требования ГОСТ 26.005-82 Телемеханика. Термины и определения ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия ГОСТ 21655-87 Каналы и тракты магистральной первичной сети единой автоматизированной системы связи. Электрические параметры и методы измерений ГОСТ Р МЭК 870-4-93 Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические требования ГОСТ Р 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP) РД 08-343-00 Положение о порядке разработки (проектирования), допуска к испытаниям, изготовлению и выдачи разрешений на применение нового бурового, нефтегазопромыслового, геологоразведочного оборудования, оборудования для магистрального трубопроводного транспорта и технологических процессов. Утверждено Постановлением Госгортехнадзора России от 08.02.2000 № 4 РД 153-39ТН-008-96 Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. - Уфа, ИПТЭР, 1997. РД 153-39ТН-009-96 Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов. - Уфа, ИПТЭР, 1997 НПБ 75-98 Нормы пожарной безопасности. Приборы приемно-контрольные пожарные. Приборы управления пожарные. Общие технические требования. Методы испытаний. - М., ВНИИПО МВД, 1999. Нормы на электрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновых первичных сетей. - М., Минсвязи России, 1996 ВНТП 2-86 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. - М., Миннефтепром, 1987 СНиП 2.04.09-84 Пожарная автоматика зданий и сооружений СНиП 2.04.05-91* Отопление, вентиляция и кондиционирование ВНПБ-2000 Установки пенного пожаротушения. Автоматические системы тушения пожара высокократной пеной нефтеперекачивающих насосных станций ОАО "АК "Транснефть". Общие технические требования. Установки пенного пожаротушения. Автоматические системы подслойного пожаротушения нефти пленкообразующей низкократной пеной в вертикальных стальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей, понтоном и в железобетонных резервуарах ОАО "АК "Транснефть". Общие технические требования. 3. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ АВР - автоматическое включение резерва АРМ - автоматизированное рабочее место АСН - автоматический сброс нагрузки АЧР - автоматическая разгрузка по частоте БРУ - блок ручного управления ДЭС - дизельная электростанция ЕАСУ - единая автоматизированная система управления ЗРУ - закрытое распределительное устройство ИИСЭ - информационно-измерительная система учета электроэнергии КАЗ - контроллер аварийных защит КП - контролируемый телемеханический пункт КРД - камера регуляторов давления КТП - комплектная трансформаторная подстанция ЛВС - локальная вычислительная сеть ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция ЛЭП - линия электропередачи МДП - местный диспетчерский пункт МН - магистральный нефтепровод МНА - магистральный насосный агрегат НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени НПС - нефтеперекачивающая станция ОДКУ - оперативный диспетчерский контроль и управление ПАП - поочередный автоматический пуск ПКУ - пункт контроля и управления ПЛК - программируемый логический контроллер ПНА - подпорный насосный агрегат РАИС - расчетно-аналитическая информационно-справочная подсистема РДП - районный диспетчерский пункт РП - резервуарный парк САР - система автоматического регулирования СКЗ - станция катодной защиты СОД - средства очистки и диагностики СОУ - система обнаружения утечек ССВД - система сглаживания волны давления ТДП - территориальный диспетчерский пункт ТПЧ - тиристорный преобразователь частоты УУН - узел учета нефти ЦДП - центральный диспетчерский пункт ЩСУ - щит станции управления 4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 4.1. Общие положения по автоматизации объектов МН 4.1.1. Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) должна обеспечивать контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. 4.1.2. Объекты магистральных нефтепроводов должны иметь технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию. При реконструкции действующих объектов необходимо привести объекты автоматизации в соответствие с правилами и нормами по безопасности на магистральном трубопроводном транспорте согласно Федеральному закону "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", с учетом требований настоящего РД и "Норм технологического проектирования магистральных нефтепроводов" (ВНТП 2-86). 4.1.3. Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) с магистральными насосными, головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными и резервуарными парками, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть магистральных нефтепроводов. Термины и определения объектов МН приняты в соответствии с ВНТП 2-86. 4.1.4. Уровень автоматизации должен обеспечивать контроль и управление технологическим оборудованием НПС из операторной, несколькими НПС при размещении их на одной площадке, резервуарным парком, узлами учета нефти и вспомогательными сооружениями из местного диспетчерского пункта (МДП), телеконтроль и телеуправление технологическим оборудованием с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта). 4.1.5. В МДП (операторной) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров. 4.2. Автоматизация нефтеперекачивающих станций 4.2.1. Система автоматизации НПС предназначена для централизованного контроля, защиты и управления оборудованием НПС, должна обеспечивать автономное поддержание заданного режима работы нефтеперекачивающей станции и его изменение по командам оператора НПС или диспетчера РДП (ТДП). 4.2.2. Требования к функционированию Режим функционирования - круглосуточный, непрерывный. 4.2.3. Система автоматизации НПС должна обеспечивать выполнение следующих основных функций: - защита оборудования НПС (общестанционными и агрегатными защитами); - управление оборудованием НПС; - регулирование давления (расхода) в магистральном нефтепроводе; - контроль технологических параметров и параметров состояния оборудования; - отображение и регистрация информации; - связь с другими системами. 4.2.4. Требования к функциям защиты 4.2.4.1. В зависимости от параметра, по которому срабатывает общестанционная защита, система может осуществлять: - одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов; - поочередное отключение работающих магистральных агрегатов, начиная с первого по потоку нефти. 4.2.4.2. Для защиты магистрального трубопровода и НПС по давлениям (на приеме НПС, в коллекторе НПС, на выходе НПС) должны применяться две защиты. Эти защиты выполняются самостоятельными контурами, включающими индивидуальные датчики, и настраиваются на разные значения давления (предельное и аварийное) и обеспечивают взаимное дублирование. 4.2.4.3. Защиты по аварийным давлениям должны предусматривать отключение всех работающих магистральных агрегатов. Защиты по предельным давлениям должны воздействовать на отключение одного (первого по потоку) агрегата. При сохранении предельного давления должно осуществляться отключение следующего (по потоку) агрегата и т.д. Настройка приборов защиты по давлениям приведена в Приложении А. Срабатывание защит по давлению на приеме насосной должно осуществляться с выбираемой в пределах до 15 секунд выдержкой времени, необходимой для исключения их срабатывания при прохождении воздушных пробок, запуске агрегатов, отключении агрегатов на соседних станциях и т.п. 4.2.4.4. Защиты по пожару, по затоплению, по аварии в системе маслоснабжения и аварийное отключение станции кнопкой должны предусматривать одновременное отключение всех работающих магистральных агрегатов, в остальных случаях предусматривается поочередное отключение всех работающих магистральных агрегатов. 4.2.4.5. Защиты по пожару, по затоплению, по превышению допустимого уровня загазованности (аварийный уровень или длительное (более 10 минут) сохранение предельного уровня), по аварийному уровню нефти в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны, по аварийному уровню в маслобаках маслосистемы, по минимальному давлению воздуха камер беспромвального соединения, по аварии вспомогательных систем: подачи масла к подшипниковым узлам, охлаждения электродвигателей, подпорной вентиляции (камер беспромвального соединения, электродвигателей, электрозала) и аварийное отключение НПС кнопкой "Стоп" должны предусматривать закрытие задвижки подключения НПС к магистральному нефтепроводу. На головных НПС (НПС с емкостями) следует также предусматривать закрытие задвижек между подпорной насосной и резервуарным парком. 4.2.4.6. В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции. 4.2.4.7. При срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция. 4.2.4.8. Датчики газосигнализаторов должны устанавливаться в производственных помещениях и в заглубленных помещениях и приямках в пределах территории взрывопожароопасной установки, куда возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне. 4.2.4.9. При срабатывании защит по параметрам, отклонение которых от нормы вызвано изменениями режима в трубопроводе, должна предусматриваться возможность повторного дистанционного пуска насосных агрегатов из РДП после выяснения причины нарушения режима. 4.2.4.10. Для общестанционных защит, кроме защит по давлениям, должен осуществляться запрет дистанционного пуска магистральных агрегатов из РДП с возможностью снятия блокировки по месту. 4.2.4.11. На головных НПС (НПС с емкостями) после отключения всех работающих магистральных агрегатов происходит отключение подпорных агрегатов с выдержкой времени 5 с (в соответствии с В.6 Приложения В). 4.2.4.12. Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП. Для аварийной звуковой сигнализации на территории допускается использовать общую сирену на НПС, которая слышна во всех помещениях. 4.2.4.13. В операторной, МДП и помещении насосной следует предусматривать кнопки аварийного отключения насосной. 4.2.4.14. Вне помещения насосной вблизи всех эвакуационных выходов в доступных и безопасных местах должны устанавливаться кнопки "Стоп" для аварийного отключения насосной по пожару. 4.2.4.15. Перечень параметров контроля и защит агрегатных и общестанционных приведен в Приложении В. 4.2.4.16. Общие требования по автоматизации вспомогательных сооружений приведены в Приложении Б. 4.2.5. Требования к функциям управления 4.2.5.1. Функции управления должны предусматривать программный пуск и остановку магистральных, подпорных насосных агрегатов и вспомогательных систем. 4.2.5.2. Программы управления насосными агрегатами должны быть реализованы в следующих режимах: - автоматический основной; - дистанционный; - автоматический резервный; - ремонтный. Допускается предусматривать кнопочный режим (управление агрегатом по месту или из операторной). 4.2.5.3. Автоматический основной. До пуска агрегата агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора. Пуск или остановка агрегата происходит по программе при получении соответствующей команды непосредственно из операторной или МДП. При работе программы пуска агрегата управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется. 4.2.5.4. В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя и схемы электроснабжения могут быть предусмотрены различные программы пуска агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя: - на открытую (полностью) задвижку; - на закрытую задвижку; - на открывающуюся задвижку (задвижка сдвинулась с закрытого положения или находится в промежуточном положении). 4.2.5.5. Программа пуска на открытую задвижку является предпочтительной, так как обеспечивает наименьшие динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата. Программу рекомендуется применять, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы. 4.2.5.6. Программа пуска на закрытую задвижку применяется, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку. 4.2.5.7. Программа пуска на открывающуюся задвижку применяется, когда неприемлема программа на открытую задвижку и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке. 4.2.5.8. Дистанционный. В этом режиме осуществляется управление агрегатами НПС из РДП. Режим устанавливается оператором НПС. До пуска агрегата агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора. При работе программы пуска агрегата управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется. 4.2.5.9. Автоматический резервный. В этом режиме осуществляется автоматический пуск агрегата при отключении из-за неисправности одного из работавших наносных агрегатов устройствами защиты. После установки данного режима управление агрегатными задвижками кнопками по месту и по командам оператора блокируется. 4.2.5.10. При переводе агрегата в резервный режим должна осуществляться подготовительная программа пуска, включающая: - открытие задвижек на приеме и выходе агрегата (при необходимости); - включение индивидуальных вспомогательных систем (смазки, охлаждения, подпорной вентиляции). Если после выполнения подготовительной программы пуска возникает неисправность вспомогательных систем агрегата, должна начать работу программа автоматического отключения защиты с соответствующей сигнализацией. 4.2.5.11. При любом режиме должны исключаться пуск и работа агрегата, если не включены устройства автоматической защиты насосной и агрегата, либо эти устройства сработали и не деблокированы. 4.2.5.12. Программа автоматического отключения должна предусматривать остановку магистрального агрегата, а также, при необходимости, закрытие задвижек агрегата. Отключение маслонасосов должно проводиться после подтверждения остановки агрегатов. 4.2.5.13. При применении программы пуска на открытую задвижку программа автоматического отключения может не предусматривать закрытие задвижек при остановке или срабатывании защит насосной по давлениям. 4.2.5.14. При применении программы пуска на закрытую задвижку должен быть предусмотрен запрет запуска агрегата, расположенного за последним (по потоку) из работающих агрегатов, в случае, если давление на выходе насосов (в коллекторе) столь велико, что при его суммировании с дифференциальным давлением (которое создаст подлежащий пуску агрегат) возникнет давление опасное для задвижки или участка трубопровода от насоса до этой задвижки. 4.2.5.15. При срабатывании систем автоматической защиты магистральной насосной или магистрального агрегата должна выполняться программа автоматического отключения магистральных агрегатов, которая не зависит от режимов управления. 4.2.5.16. Ремонтный. Режим устанавливается оператором НПС при выводе агрегата в ремонт или при отключении агрегата устройствами защиты. При этом происходит остановка агрегата и закрытие агрегатных задвижек, пуск агрегата блокируется, открытие агрегатных задвижек кнопками по месту и по командам оператора блокируется. 4.2.5.17. Управление вспомогательными системами должно быть реализовано в режимах: - автоматический основной; - автоматический резервный; - ремонтный; - кнопочный. 4.2.5.18. Вспомогательные системы (смазки, охлаждения, вентиляции), которые являются общими для всех агрегатов и всегда работают при работающих магистральных и подпорных агрегатах, могут включаться одновременно одной командой. Их отключение может проводиться также общей командой после остановки всех агрегатов. 4.2.5.19. Системы подпорной вентиляции (электродвигателей, камер беспромвального соединения, электрозала) должны включаться перед включением в работу первого (по потоку) магистрального агрегата. 4.2.5.20. В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов следует предусматривать: - измерение и сигнализацию температуры масла; - сигнализацию максимального и минимального уровня в баках маслосистемы; - сигнализацию минимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы. 4.2.5.21. Насосы системы откачки утечек нефти могут управляться автоматически от предельных уровней в резервуаре-сборнике. Автоматическое отключение насоса, откачивающего нефть из резервуара-сборника, может производиться по минимальному уровню или через определенное время после включения. На НПС следует учитывать блокировку запуска насоса, выполняющего откачку утечек на прием магистральной насосной, в случае, если давление в магистральном нефтепроводе превышает давление, создаваемое насосом откачки утечек, а также при отключении НПС от магистрального нефтепровода. 4.2.5.22. В системе откачки утечек рекомендуется предусматривать автоматическое включение резервного насоса параллельно основному, если через заданное время (1,5 минуты) после запуска основного насоса уровень в сборнике не снизится. 4.2.5.23. Схема откачки утечек на НПС должна предусматривать контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек с помощью независимых датчиков. 4.2.5.24. Программы управления агрегатами вспомогательных систем могут предусматривать: - задание для каждого агрегата режима управления; - включение и отключение агрегата, находящегося в режиме "автоматический основной", соответствующими командами; - отключение агрегата, находящегося в режиме "автоматический основной", при его неисправности и автоматическое включение резервного агрегата; - автоматическое отключение резервного агрегата при его неисправности; - сигнализацию неисправности каждого агрегата системы и всей системы в целом; - сохранение работоспособности системы при временном снижении напряжения в процессе пуска мощных электродвигателей. 4.2.5.25. При срабатывании общестанционной защиты, требующей отключения соответствующей вспомогательной системы, отключение осуществляется независимо от режима управления. Включение (автоматическое или по команде оператора) агрегата вспомогательной системы при этом блокируется. 4.2.5.26. Все программы пуска и остановки насосных агрегатов и управления запорной арматурой должны предусматривать контроль правильности и продолжительности выполнения последовательности операций по выполняемой программе. 4.2.6. Требования к функциям регулирования 4.2.6.1. Средства автоматического регулирования давления магистральной насосной предназначены для поддержания давления на приеме НПС не ниже допустимого значения по условиям кавитации насосов и давления в магистральном нефтепроводе на выходе НПС (после регуляторов давления) не выше допустимого значения по гидравлическому расчету линейной части нефтепровода или исходя из технологического режима перекачки. 4.2.6.2. Управление исполнительными механизмами системы регулирования давления должно осуществляться от двух независимых контуров регулирования, воздействующих на исполнительный механизм через общий блок селекции управляющих сигналов. На НПС с емкостью контур регулирования на входе НПС может быть исключен. 4.2.6.3. Для регулирования давления могут использоваться: - регулирующие клапаны различного типа; - поворотные регулирующие затворы; - промежуточные гидравлические муфты; - электродвигатели магистрального агрегата с переменным числом оборотов. 4.2.6.4. При использовании в качестве исполнительных механизмов регулирующих клапанов или поворотных регулирующих затворов могут использоваться следующие системы передачи сигналов: - электрическая; - электрогидравлическая. 4.2.6.5. При использовании магистральных агрегатов с переменным числом оборотов система автоматизации должна обеспечивать: - поддержание заданной частоты вращения с точностью не хуже 0,1% от номинальной; - переключение электродвигателя с питания его статорных обмоток от тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ) на сеть при номинальной частоте вращения и обратное переключение на питание от ТПЧ в диапазоне регулирования без нарушения технологического режима перекачки; - торможение электропривода с рекуперацией энергии в сеть; - самозапуск электропривода до заданной частоты вращения после глубоких посадок силового напряжения или перерыва питания длительностью до 2,5 с; - ручное управление из операторной, дистанционное из МДП или РДП. 4.2.6.6. При работе нефтепровода на предельных по давлению режимах с целью предотвращения отключения работающих агрегатов на данной НПС характеристики системы регулирования с учетом запаздывания передачи сигналов выбираются так, чтобы отклонение давления от заданного значения составляло не более 0,15 МПа при отключении агрегата на соседней НПС. 4.2.6.7. В зависимости от диаметра нефтепровода быстродействие исполнительных механизмов (время полного перемещения в сторону закрытия) при автоматическом регулировании давления способом дросселирования для обеспечения требования 4.2.6.6 должно составлять при диаметре: 1220 мм - не более 8 с; 1020 мм - не более 12 с; 820 мм - не более 20 с; менее 820 мм - не более 40 с. 4.2.6.8. Для поворотных регулирующих затворов расчет момента привода исполнительного механизма следует проводить с учетом максимальной подачи по трубопроводу при любых углах прикрытия в пределах допускаемого перепада давления на исполнительном механизме. 4.2.6.9. С целью улучшения динамических свойств системы регулирования рекомендуется применять: - разные скорости перемещения исполнительных механизмов в сторону закрытия и открытия; - пропорционально-интегрально-дифференциальный закон регулирования (ПИД-регулирование). 4.2.6.10. Для обеспечения более точного поддержания давления и исключения ложных срабатываний защит рекомендуется: - использовать на приеме промежуточных НПС дополнительные датчики давления с пределом измерения в диапазоне давлений, близких к уставке регулирования; - применять схему установки исполнительных органов, обеспечивающую их равномерную загрузку. 4.2.6.11. В системе регулирования должна предусматриваться возможность подачи команд управления исполнительными механизмами вручную. При перерыве в подаче энергии на исполнительный механизм, регулирующий орган не должен закрываться. 4.2.6.12. Величина задания в системе автоматического регулирования давления на выходе НПС не должна превышать значения давления на выходе НПС по эпюре рабочих давлений в трубопроводе на данный период, определенной технологическими расчетами с учетом фактических характеристик трубопроводов. 4.2.6.13. Величина задания в системе автоматического регулирования давления на приеме НПС должна быть не менее величины минимального давления на приеме первого насоса по технологическим расчетам при максимальной на данный период подаче. 4.2.6.14. В системе регулирования рекомендуется предусматривать автоматическое временное изменение задания давления на приеме (или выходе) НПС при запуске магистрального агрегата и возврат к старому значению после завершения запуска. 4.2.6.15. При наличии нескольких пунктов управления следует учитывать возможность изменения заданий давления на приеме и выходе НПС как из операторной, так и из МДП и РДП. При этом должен обеспечиваться "безударный" переход при переключении с одного пункта управления на другой. 4.2.7. Требования к функциям контроля Функции контроля должны предусматривать: - контроль соответствия текущих значений основных технологических параметров заданным значениям; - контроль изменения состояния оборудования НПС, срабатывания защит, что должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией. 4.2.8. Требования к функциям отображения и регистрации Функции отображения и регистрации должны предусматривать: - отображение состояния и параметров работы оборудования в реальном масштабе времени на видеомониторах, на мнемосхемах, использующих стандартные мнемосимволы; - аварийные события и, при необходимости, протоколы аварийных событий должны регистрироваться на устройстве печати; - значения давлений на приеме НПС, в коллекторе, на выходе НПС и положения поворотных затворов и регулирующих клапанов, частота вращения электродвигателей должны регистрироваться на регистрирующих приборах, электронных регистраторах. 4.2.9. Требования к функциям обмена информацией Система автоматизации НПС должна выполнять функции связи с многоуровневой автоматизированной системой, а также осуществлять обмен данными с другими локальными системами автоматизации. 4.2.10. Требования к метрологическому обеспечению и сертификации 4.2.10.1. К измерительным каналам системы автоматизации НПС относятся каналы измерения: - давления нефти на приеме НПС, давление в коллекторе НПС, давление на выкиде НПС до и после органа регулирования; - давления масла (воды, пенораствора, воздуха) во вспомогательных системах; - температуры (подшипников агрегата, корпуса насоса, обмоток электродвигателя); - температуры нефти; - вибрации агрегата; - осевого смещения радиально-упорного подшипника; - загазованности помещения; - расхода нефти; - силы тока, напряжения, мощности. 4.2.10.2. Измерительные каналы должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью. Аппаратура, входящая в состав измерительного канала (чувствительные элементы, датчики, усилители, блоки преобразования), должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений Госстандарта России. 4.2.10.3. Нормированными метрологическими характеристиками (ГОСТ 23222) являются основная погрешность и дополнительная погрешность. Основная погрешность измерительных каналов не должна превышать значений, в процентах: - давления нефти - 0,6; - давления вспомогательных систем - 1,0; - температуры нефти - 0,5; - температуры (подшипников агрегата, корпуса насоса, обмоток электродвигателя) - 2,0; - расхода нефти - 0,25 (для коммерческого учета), 0,6 (для оперативного учета); - силы тока, напряжения, мощности - 1,0; - вибрации - 10,0; - осевого смещения - 10,0; - загазованности - 5,0. Дополнительная погрешность не должна превышать половины основной погрешности при изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания в допустимых пределах. 4.2.11. Требования по надежности 4.2.11.1. Вероятность безотказной работы (ГОСТ 27883, ГОСТ 27.002) по функциям для основного технологического оборудования должна составляться за 2000 часов, не менее: - по функциям защиты - 0,98; - по функциям управления - 0,92; - по измерению и отображению информации - 0,9. 4.2.11.2. Средний срок службы системы автоматизации - 10 лет. 4.2.11.3. Отказом функции защиты считается невыполнение или неправильное выполнение переключения (отключения) оборудования при наличии аварийной ситуации. Отказом функции управления считается невыполнение или неправильное выполнение принятой команды управления. Отказом функции измерения и отображения считается невыдача или искажение контролируемого параметра на устройстве отображения информации. 4.2.12. Требования к техническим средствам 4.2.12.1. Система (средства) автоматизации должна иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение оборудования на объектах магистральных нефтепроводов согласно РД 08-343-00. 4.2.12.2. Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь сертификат, выданный уполномоченной организацией Госэнергонадзора России, и иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах согласно ГОСТ Р 51330.9. 4.2.12.3. Средства автоматизации по исполнению для различных климатических районов и категории размещения в части воздействия климатических факторов внешней среды - УХЛ4 в соответствии с ГОСТ 15150. При строительстве насосных станций на открытом воздухе приборное оборудование, вторичные блоки, контроллеры и др. могут размещаться в блок-боксах или специализированных контейнерах, оснащенных системой, работающей в автоматическом режиме и обеспечивающей необходимые для нормального функционирования климатические условия. 4.2.12.4. Питание системы автоматизации осуществляется от сети +22 переменного тока напряжением 220 В и частотой (50 +/- 1) Гц -33 согласно ГОСТ 12997, в которой возможно кратковременное (до 20 с) снижение напряжения питания на 50%, которое не должно вызывать выдачу ложных команд и сигналов. 4.2.12.5. Для питания технических средств системы автоматизации должны быть предусмотрены источники бесперебойного питания (ИБП), которые должны обеспечивать работу технических средств системы не менее 1 часа. 4.3. Особенности автоматизации НПС с использованием микропроцессорных средств 4.3.1. Микропроцессорная система автоматизации НПС (система автоматизации) должна обеспечивать: - функционирование распределенной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения; - работу системы автоматизации НПС автономно, в локальной сети и в составе многоуровневой автоматизированной системы управления транспортом нефти. 4.3.2. Требования к структуре и функционированию системы автоматизации 4.3.2.1. Для улучшения ремонтопригодности и минимизации ремонта система должна иметь модульную конструкцию и обеспечивать взаимозаменяемость однотипных модулей без дополнительной настройки. 4.3.2.2. Микропроцессорная система автоматизации НПС может иметь трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни. 4.3.2.3. К нижнему уровню системы автоматизации относятся: - датчики технологических параметров; - исполнительные механизмы; - приборы, регистрирующие давление; - показывающие приборы, устанавливаемые по месту. 4.3.2.4. К среднему уровню системы автоматизации относятся программно-аппаратные модули (блоки) управления узлов и агрегатов НПС на базе программируемых логических контроллеров (ПЛК). Контроллеры, которые осуществляют управление технологическим оборудованием, а также функции аварийных станционных и агрегатных защит, могут быть выполнены по схеме со 100% "горячим" резервированием. Сетевые модули, установленные в контроллерах, должны использовать два независимых канала подключения к полевым шинам для реализации полевой шины с "горячим" резервом. Может быть предусмотрено использование переносного пульта (компьютера типа Note Book), подключаемого к любому из контроллеров для обеспечения локального мониторинга при выполнении ремонтных, профилактических работ (кнопочный режим). 4.3.2.5. Верхний уровень системы автоматизации включает серверы ввода/вывода (рабочий и резервный), АРМ оператора-технолога. АРМ оператора-технолога реализуется на базе двух персональных или промышленных компьютеров (рабочего и резервного). 4.3.2.6. Верхний уровень системы автоматизации должен обеспечивать: - прием информации о состоянии объекта; - мониторинг технологического процесса и получение трендов измеряемых технологических параметров; - оперативное управление технологическим процессом; - архивацию событий нижнего уровня, действий оператора и команд из РДП; - формирование базы данных. На принтер АРМ оператора-технолога выводится информация: - таблицы, отображаемые на видеомониторе; - периодические отчеты о работе НПС; - перечни аварийных ситуаций за сутки, неделю, месяц; - перечни неисправностей с указанием времени их возникновения; - иная информация, формируемая АРМ оператора-технолога. Компьютеры из состава АРМ оператора-технолога работают независимо друг от друга. Компьютеры АРМ оператора-технолога связаны с контроллерами среднего уровня по собственным независимым полевым шинам. Ведущим устройством локальной сети является сетевой модуль, устанавливаемый в компьютер АРМ оператора-технолога. Сетевой модуль обеспечивает обмен информацией между компьютером и контроллерами. 4.3.3. Требования к вычислительным средствам 4.3.3.1. Время обработки сигналов, включающее интервал времени от появления сигнала на входе модуля ввода до появления соответствующего сигнала реакции на выходе модуля вывода, при работе программ автоматической защиты не должно превышать 0,5 с. 4.3.3.2. Время обработки сигналов и появления сообщения на экране не должно превышать 2 с. 4.3.3.3. Время обновления кадров на экране и регистрации сообщений устройством печати не должно превышать 2 с. 4.3.3.4. Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры не должно превышать 0,5 с. 4.3.3.5. Аппаратные устройства контроллеров должны иметь средства самоконтроля, обеспечивающие тестирование: - функционирования активных элементов; - программ пользователя; - интерфейсных каналов; - функционирования модулей ввода-вывода. Самоконтроль должен осуществляться в фоновом режиме. При обнаружении неисправности устройство должно индицировать ее характер, место и формировать сигналы, которые могут быть использованы для принятия мер по устранению последствий отказа. 4.3.3.6. В системах автоматизации для резервирования функций аварийных защит, не имеющих 100% горячего резервирования, должны применяться контроллеры аварийных защит (КАЗ) или блоки ручного управления (БРУ). В системах автоматизации, выполненных по схеме со 100% горячим резервированием функций управления технологического оборудования и аварийных защит, допускается не использовать БРУ и КАЗ. 4.3.3.6.1. В составе БРУ необходимо предусматривать: - световую сигнализацию: - аварийного давления на приеме, в коллекторе и на выходе НПС; - пожара; - загазованности; - аварийного уровня в емкостях сбора утечек и сброса ударной волны; - аварии в ЗРУ; - средства подачи команд управления: - аварийного отключения НПС; - отключения магистральных агрегатов; - включения пожарных насосов; - открытия задвижек на линиях подачи пены; - закрытия задвижек подключения НПС к нефтепроводу. 4.3.3.6.2. Кнопки БРУ должны воздействовать непосредственно на магнитные пускатели и соленоиды высоковольтных выключателей. 4.3.4. Требования к функциям контроля и анализа 4.3.4.1. Функции контроля заданных режимов работы должны предусматривать непрерывный мониторинг значений технологических параметров, параметров состояния оборудования. 4.3.4.2. При обработке аналоговых значений измеряемых параметров должны осуществляться: - сглаживание и фильтрация мгновенных значений; - проверка на достоверность по предельным (физическим и технологическим) значениям, скорости изменения параметра и т.п.; - сравнение с задаваемыми оператором предельными значениями для каждого аналогового параметра (не менее четырех значений) с выдачей соответствующих тревожных сообщений. 4.3.4.3. Уведомление оператора о тревожном сообщении должно подтверждаться операцией квитирования. Эта операция не должна совмещаться с операцией деблокировки сообщения. 4.3.4.4. Функция анализа заданных режимов работы должна обеспечивать анализ в реальном масштабе времени изменения значений контролируемого параметра и выдачу, при необходимости, тревожного сообщения. 4.3.4.5. Функция контроля заданных режимов работы должна предусматривать контроль исправности датчиков и проверки их показаний с учетом имеющейся избыточности информации. 4.3.5. Требования к функциям отображения 4.3.5.1. Состояние и параметры работы оборудования НПС должны отображаться на экранах компьютера АРМ оператора-технолога в реальном масштабе времени на мнемосхемах, использующих стандартные мнемосимволы, на показывающих приборах, установленных вблизи технологического оборудования. Экраны мониторов компьютеров должны быть цветными и иметь размеры не менее 17". 4.3.5.2. Для отображения информации должны использоваться всплывающие окна, тренды, графики изменения измеряемых технологических параметров. 4.3.5.3. При отображении информации должны использоваться следующие цвета: - зеленый - агрегат включен, задвижка открыта; - желтый - агрегат отключен, задвижка закрыта; - оранжевый - в горячем резерве; - коричневый - в ремонте, маскируемый параметр; - синий - готов к работе; - красный - неисправен, аварийно отключен; - розовый - имитация параметра. Для изображения изменения состояния следует использовать изменение цвета соответствующих символов. 4.3.5.4. Система должна обеспечивать просмотр значений параметров, характеризующих состояние технологического процесса и оборудования, в виде трендов. В оперативных трендах должна отображаться информация в реальном времени за предшествующий период до 2 часов (при возможности - за сутки), исторические тренды должны обеспечивать просмотр информации, полученной за период до 1 месяца. Система должна обеспечивать: - масштабирование экранов трендов; - вывод одновременно нескольких графиков (до трех) на экран по выбору оператора; - выбор масштабов по значению контролируемой величины и времени. 4.3.5.5. Функции отображения могут предусматривать режим "помощь". 4.3.5.6. На экране должно быть предусмотрено место для отображения аварийных сообщений. 4.3.6. Требования к функциям документирования, регистрации и архивации 4.3.6.1. В системе должны формироваться следующие журналы событий и аварий: - журнал технологических событий и аварий; - журнал событий и аварий в системе автоматизации. Во всех журналах должно регистрироваться время возникновения событий. При просмотре журналов должен обеспечиваться выбор и сортировка событий по следующим признакам: - времени возникновения; - типу события или аварии; - текстовому шаблону. 4.3.6.2. Система автоматизации должна обеспечивать составление сводок текущих измерений, текущего состояния оборудования, перечней отказов, времени наработки основного и вспомогательного оборудования. 4.3.6.3. Все команды, передаваемые с АРМ оператора-технолога, сигналы изменения состояния и аварийные сообщения должны регистрироваться на устройстве печати и в журнале событий и аварий. 4.3.6.4. Значения давления на приеме, в коллекторе и на выходе НПС должны регистрироваться как на регистрирующих приборах или электронных регистраторах, так и на рабочей станции АРМ оператора-технолога. 4.3.6.5. Система автоматизации должна обеспечивать составление периодических и месячных отчетов по работе НПС. 4.3.6.6. Система автоматизации должна предусматривать создание файлов предыстории (оперативный архив) и долгосрочное архивирование данных (исторический архив). 4.3.6.7. Объемы файлов должны выбираться из расчета хранения информации в архиве: - по трендам измеряемых параметров в оперативном архиве - сутки; - по трендам измеряемых параметров в историческом архиве - 1 месяц; - по двухчасовым параметрам в оперативном архиве - 1 месяц; - по двухчасовым параметрам в историческом архиве - 1 год; - по итоговым суточным и месячным сводкам в оперативном архиве - 3 месяца; - по итоговым суточным и месячным сводкам в историческом архиве - 1 год; - по журналу событий и аварий в оперативном архиве - 1 месяц; - по журналу событий и аварий в историческом архиве - 1 год. 4.3.7. Требования к функциям связи 4.3.7.1. Проектирование систем автоматизации, телемеханизации на базе микропроцессорных средств должно выполняться с учетом создания единых сетевых структур. 4.3.7.2. Все программно-логические контроллеры, используемые в локальных системах автоматики, должны предусматривать возможность передачи информации в технологическую сеть ПЛК НПС (ЛПДС). ПЛК должны соответствовать требованиям рекомендаций МЭК (IEC) 61131. Программирование должно осуществляться в соответствии с требованиями МЭК (IЕС) 61131-3. 4.3.7.3. При обмене информацией между отдельными локальными системами автоматики необходимо использовать следующие протоколы: - Modbus - для связи с вторичными блоками измерительных приборов; - Modbus + (plus) - для связи ПЛК различных систем локальной автоматики; - протокол в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61158 - для связи ПЛК различных систем локальной автоматики и передачи данных от интеллектуальных датчиков в ПЛК; - канальный протокол Ethernet, транспортный TCP/IP - для связи АРМ (верхнего уровня системы) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. При этом ЛВС МДП, в состав которой входят технические средства систем локальной автоматики, должна быть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РНУ, ОАО МН, используемой для задач АСУП. 4.3.7.4. Допускается подключение локальных систем автоматики к ЛВС через специализированные адаптеры. 4.3.8. Требования к информационному обеспечению 4.3.8.1. Информационное обеспечение должно включать: - информационные массивы баз данных, содержащие нормативно-справочную информацию; - информационные массивы переменной информации, используемой для решения прикладных задач и отображения информации; - массивы обменных сообщений между системой автоматизации НПС и другими системами. 4.3.8.2. Процедуры образования понятий должны быть унифицированы в соответствии с Приложением Г (таблица Г.2). 4.3.9. Требования к программному обеспечению 4.3.9.1. Программное обеспечение (ПО) должно выполнять логические и вычислительные операции по реализации функций сбора, обработки, хранения, управления, передачи и представления данных в соответствии с функциями системы автоматизации и включать: общесистемное, прикладное, специальное ПО и программы тестового контроля. 4.3.9.2. Общесистемное ПО должно быть реализовано на базе стандартной операционной системы. Общесистемное ПО должно быть открытым и обеспечивать возможность изменения конфигурации системы. 4.3.9.3. Пакет прикладных программ должен разрабатываться с использованием базового комплекта программ, включающего автоматизацию описания параметров, набора стандартных логических и вычислительных функций, развитого визуально-графического инструментального пакета, ориентированных на стандартную операционную систему. 4.3.9.4. Программы, реализующие функции защиты, должны предусматривать возможность: - маскирования сигналов положения, значений параметров на время ремонтных и профилактических работ или при неисправности датчиков; - имитации сигналов защит и состояния оборудования для проверки действия защит. 4.3.9.5. Программирование контроллеров должно выполняться на языках программирования, предусмотренных стандартами. 4.3.9.6. Прикладное ПО должно быть открытым для дальнейшего расширения и модернизации. 4.3.9.7. Пакет программ тестового контроля должен обеспечить проверку сохранности информации и работоспособности технических средств, входящих в состав системы автоматизации, как в режиме подключения к технологическому оборудованию (on line), так и в автономном режиме (off line). 4.3.9.8. ПО должно быть построено по модульному принципу и предусматривать поддержку распределенных или централизованных систем контроля и управления. 4.3.9.9. ПО должно предусматривать: - регламентирование (по паролям) доступа к базам данных и информационным массивам; - регламентирование (по паролям) доступа к прикладному ПО; - защиту информации от несанкционированного доступа или непреднамеренного воздействия. 4.3.10. Требования к техническим средствам 4.3.10.1. Аналоговые и дискретные входы и выходы должны иметь защиту от наводок и перенапряжений, возникающих в соединительных линиях. 4.3.10.2. Датчики аналоговых сигналов могут находиться на расстоянии до 300 м от места установки модулей ввода. 4.3.10.3. Модули вывода аналоговой информации должны предусматривать выдачу управляющего аналогового сигнала 4 - 20 мА при расстоянии до устройства управления до 300 м. 4.3.10.4. Клеммники входных и выходных цепей должны быть рассчитаны на присоединение медных и алюминиевых проводов сечением до 2,5 кв. мм. 4.3.10.5. Модули ввода и вывода аналоговой и дискретной информации должны обеспечивать прием и выдачу унифицированных сигналов. 4.4. Автоматизация резервуарных парков 4.4.1. В резервуарных парках с резервуарами вместимостью свыше 10000 куб. м или при числе резервуаров свыше шести меньшей вместимости необходимо предусматривать управление резервуарным парком из МДП. 4.4.2. Автоматизация РП предусматривает: - централизацию управления резервуарным парком; - автоматическую защиту; - автоматическое пожаротушение. 4.4.3. Централизация управления резервуарным парком включает: - дистанционное измерение уровня во всех резервуарах; - дистанционное измерение средней температуры нефти во всех резервуарах; - селективную сигнализацию максимального и минимального уровней во всех резервуарах; - аварийную сигнализацию при срабатывании защит; - дистанционное управление задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения. 4.4.4. Для уровнемеров, используемых для учетно-расчетных операций, основная погрешность измерения не должна превышать +/- 3,0 мм. 4.4.5. В резервуарах с плавающей крышей измерение уровня допускается выполнять по положению плавающей крыши. В резервуарах с плавающей крышей следует учитывать возможность перекоса крыши. В связи с этим рекомендуется предусматривать устройства контроля угла наклона плавающей крыши. 4.4.6. Автоматическая защита резервуарного парка предусматривает: - автоматическую защиту от перелива; - автоматическую защиту от превышения давления в трубопроводах подачи нефти в РП. 4.4.7. Автоматическая защита от перелива должна обеспечивать прекращение поступления нефти в резервуар при достижении в нем максимального (аварийного) уровня нефти и переключение потока нефти в специально выделенную емкость. Для автоматической защиты от перелива должен использоваться датчик максимального (аварийного) уровня, не связанный с измерителем уровня. 4.4.8. Настройка максимального (аварийного) уровня производится ниже предельного уровня, допустимого по конструкции резервуара на величину, соответствующую количеству нефти, которая может поступить в резервуар за время закрытия задвижки налива. Предельный (допустимый) уровень по конструкции резервуара определяется: - для резервуаров с плавающей крышей (или с понтоном) и для резервуаров без плавающей крыши с пеногенераторами, встроенными в стенку резервуара, - нижним краем пеногенератора минус 0,3 м; - для резервуаров без плавающей крыши с верхним вводом пены - отметкой обечайки резервуара минус 0,3 м; - максимально допустимым уровнем налива по результатам диагностирования и расчета допустимых кольцевых напряжений в стенке резервуара. 4.4.9. Автоматическая защита от превышения давления в трубопроводах подачи нефти в резервуарный парк может выполняться путем подключения к трубопроводу, в котором повысилось давление, специально выделенной емкости. Подключение емкости должно проводиться с использованием электроприводных задвижек, параллельно которым устанавливаются механические предохранительные клапаны. Реле давления системы защиты должно настраиваться на величину на 10% ниже, чем соответствующий предохранительный клапан. 4.4.10. В резервуарных парках может предусматриваться контроль скорости наполнения или опорожнения резервуаров. При превышении допустимой скорости наполнения (опорожнения) открывается задвижка на линии сброса в специально выделенные емкости или подключаются дополнительные резервуары. 4.4.11. В резервуарных парках может предусматриваться блокировка задвижек для предотвращения смешения разной нефти, последовательно перекачиваемой по трубопроводу. 4.5. Автоматическое пожаротушение 4.5.1. На всех НПС магистральных нефтепроводов должно предусматриваться автоматическое пожаротушение помещений со взрывоопасными зонами согласно ВНТП 2-86. 4.5.2. Системы автоматического пожаротушения должны одновременно выполнять функции автоматической пожарной сигнализации. 4.5.3. Система автоматического пожаротушения должна предусматривать: - автоматическую селективную световую и звуковую сигнализацию в пункте управления и в месте возникновения пожара; - автоматическое, дистанционное и местное управление средствами автоматического пожаротушения; - возможность выдавать сигнал в систему автоматизации НПС; - автоматический контроль исправности системы пожарной сигнализации и пожаротушения, в т.ч. наличия напряжения в схемах управления насосов и задвижек системы пожаротушения; - возможность снятия (квитирования) звуковой сигнализации; - контроль световой и звуковой сигнализации по запросу. 4.5.4. Селективная сигнализация пожара, дистанционное управление средствами автоматического пожаротушения должны предусматриваться в операторной (или МДП) с дублированием сигнализации о пожаре и срабатывании системы автоматического пожаротушения на пожарном посту. 4.5.5. Автоматизация пенного пожаротушения должна выполнять: - автоматическое и дистанционное включение насосов подачи раствора пенообразователя; - автоматический пуск рабочих насосов, в том числе и насосов-дозаторов; - автоматический пуск резервных насосов, в том числе и насосов-дозаторов в случае отказа рабочего насоса, если рабочий насос не выходит на режим в течение установленного времени; - автоматическое селективное открытие запорной арматуры с электроприводом на линиях подачи пены к защищаемым объектам; - сигнализацию минимального давления в напорной сети раствора пенообразователя; - местное управление устройствами компенсации утечки раствора пенообразователя и сжатого воздуха из трубопроводов и гидропневматических емкостей; - автоматизацию залива пожарных насосов; - местное и дистанционное включение насосов; - автоматический контроль аварийного уровня воды и температуры в резервуарах пожарного запаса и уровня пенообразователя в емкости; - контроль исправности звуковой и световой сигнализации в помещениях и на территории; - отключение автоматической подачи раствора пенообразователя; - снятие звуковой сигнализации; - отключение автоматического пуска насосов. В автоматике системы пожаротушения должно быть предусмотрено автоматическое отключение подачи раствора пенообразователя через 10 минут. 4.5.6. Автоматизация порошкового пожаротушения должна выполнять: - автоматический пуск системы; - отключение и восстановление режима автоматического пуска системы; - дистанционный пуск системы; - контроль исправности электрических цепей управления пиропатронами (определение обрыва); - контроль давления воздуха (азота) в баллонах; - контроль исправности световой и звуковой сигнализации. 4.5.7. На объектах магистральных нефтепроводов должны применяться датчики пожарной сигнализации (пожарные извещатели), которые соответствуют требованиям и устанавливаются в помещениях согласно СНиП 2.04.09-84. 4.5.7.1. Для сигнализации пожара в насосных и резервуарах следует применять извещатели, реагирующие на тепло или инфракрасное излучение. Следует предусматривать установку ручных пожарных извещателей по периметру резервуарного парка. 4.5.7.2. Пожарные извещатели теплового типа должны иметь температуру срабатывания, не менее чем на 20 °С превышающую максимальную температуру окружающего воздуха с учетом местного нагрева оборудования. 4.5.7.3. Запуск системы автоматического пожаротушения должен осуществляться при срабатывании не менее двух пожарных извещателей. Эта схема реализовывается двумя лучами, к которым подключены разные датчики, или с помощью пожарного концентратора, принцип действия которого позволяет определить число сработавших в луче датчиков. 4.5.7.4. Тепловые пожарные извещатели следует устанавливать на потолке или на расстоянии 100 - 300 мм от перекрытия, допускается подвеска извещателей на тросе. Автоматические тепловые пожарные извещатели следует устанавливать в каждом отсеке потолка, ограниченном строительными конструкциями (балками, прогонами, ребрами плит и т.п.), выступающими от потолка на 0,4 м и более. В одном помещении следует устанавливать не менее двух автоматических пожарных извещателей. 4.5.7.5. Извещатели других типов следует устанавливать в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей. 4.5.8. Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать селективное управление запорными устройствами на линиях подачи пены к защищаемым объектам. 4.5.9. Система автоматического пенного пожаротушения должна предусматривать задержку подачи пены на время, определяемое плавлением легкоплавких замков пенокамеры или соображениями техники безопасности. 4.5.10. Действия защиты по пожару (и загазованности) сопровождаются автоматическим звуковым сигналом оповещения на территории и световыми сигналами в соответствующих помещениях. При отсутствии постоянного персонала в этих помещениях световые сигналы должны быть предусмотрены перед входами в помещения. В помещениях насосных агрегатов световые и звуковые сигналы должны быть предусмотрены как внутри помещений, так и снаружи. 4.5.11. При пожаротушении световой сигнал оповещения в виде надписи на световом табло "Пена - не входи" и звуковой сигнал оповещения должны выдаваться в пределах защищаемого помещения одновременно. 4.5.12. Система водоснабжения должна предусматривать автоматическую подачу воды в резервуары противопожарного запаса, а также закрытие задвижек на линиях подачи воды в систему производственно-технического водоснабжения при минимальном уровне в этих резервуарах и при включении пожарных насосов. 4.5.13. Дистанционный контроль предельных уровней и температуры воды в наземных резервуарах противопожарного запаса воды и раствора пенообразователя должен осуществляться сигнализацией в операторной (МДП). 4.5.14. В помещениях пожарного поста или в другом помещении с персоналом, ведущим круглосуточное дежурство, должна быть предусмотрена световая и звуковая сигнализация: - о возникновении пожара, - о срабатывании установки пожаротушения, - об исчезновении основного источника питания, - о неисправности установки пожаротушения. 4.6. Условия прокладки кабелей автоматики 4.6.1. При прокладке кабелей автоматики следует соблюдать следующие правила: - цепи сигналов управления и сигнализации напряжением 220 В переменного тока и 24 В постоянного тока должны прокладываться в разных кабелях; - аналоговые сигналы должны передаваться с помощью экранированных кабелей раздельно от цепей сигналов управления и сигнализации; - сигналы последовательной передачи данных (интерфейсные соединения между контроллерами) передаются по кабелям типа "витая пара" или оптоволоконным кабелям. 4.6.2. Для обмена информацией между контроллерами при длине линии связи более 100 м рекомендуется использовать оптоволоконные кабели. 4.6.3. При совместной прокладке кабелей автоматики следует руководствоваться приведенными в таблице 2.1 расстояниями между кабелями. Таблица 2.1 РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ КАБЕЛЯМИ АВТОМАТИКИ ПРИ СОВМЕСТНОЙ ПРОКЛАДКЕ ----------------T--------T-------T--------T----------T-------T---------¬ ¦ Расстояние ¦Высоко- ¦Силовой¦Кабель ¦Кабель уп-¦Кабель ¦Кабель с ¦ ¦между кабелями,¦вольтный¦кабель ¦управле-¦равления и¦с ана- ¦интер- ¦ ¦ мм ¦кабель ¦~ 220 В¦ния и ¦сигнализа-¦логовы-¦фейсными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сигнали-¦ции 24 В ¦ми сиг-¦сигналами¦ ¦ ¦ ¦ ¦зации ¦постоян- ¦налами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦~ 220 В ¦ного тока ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Высоковольтный ¦Н/н ¦Н/н ¦250 ¦400 ¦600 ¦800 ¦ ¦кабель ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Силовой кабель ¦Н/н ¦Н/н ¦100 ¦250 ¦250 ¦400 ¦ ¦~ 220 В ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Кабель управле-¦250 ¦100 ¦Н/н ¦100 ¦100 ¦100 ¦ ¦ния и сигнали- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦зации ~ 220 В ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Кабель управле-¦400 ¦250 ¦100 ¦Н/н ¦Н/н ¦100 ¦ ¦ния и сигнали- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦зации 24 В пос-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тоянного тока ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Кабель с анало-¦600 ¦250 ¦100 ¦Н/н ¦Н/н ¦Н/н ¦ ¦говыми сигнала-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ми ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Кабель с интер-¦800 ¦400 ¦100 ¦100 ¦Н/н ¦Н/н ¦ ¦фейсными сигна-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------------+--------+-------+--------+----------+-------+---------+ ¦Н/н - расстояние между кабелями не нормируется. ¦ L----------------------------------------------------------------------- 5. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ 5.1. Общие положения по телемеханизации магистральных нефтепроводов 5.1.1. Средства телемеханизации магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из районного, территориального диспетчерского пункта и ЦДП. 5.1.2. Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, энергохозяйство, резервуарные парки, узлы учета нефти, средства электрохимзащиты, линейная часть МН. 5.1.3. Телемеханизация магистральных нефтепроводов должна обеспечивать: - централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы; - централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками линейной части магистрального нефтепровода; - централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций; - централизованный сбор информации о техническом состоянии оборудования; - централизованный сбор информации о режиме работы нефтепровода и состоянии его оборудования для анализа работы с использованием гидравлической модели в реальном масштабе времени. 5.1.4. Объемы телемеханизации по объектам представлены в таблице Г.1 Приложения Г. 5.1.5. Смысловое понимание параметров информации, передаваемой по системе телемеханики, должно соответствовать таблице Г.2 Приложения Г. 5.1.6. Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень диспетчера РДП не должно превышать 5 с. Время передачи управляющей команды диспетчером РДП на любой телемеханический объект не должно превышать 5 с. Общее время сбора информации со всех объектов нефтепровода на уровне РДП не должно превышать 20 с. 5.2. Система телемеханики НПС 5.2.1. Система телемеханики НПС (станционная телемеханика) предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления технологическим оборудованием НПС с помощью систем автоматизации. 5.2.2. Система телемеханики НПС должна выполнять функции контроля, управления и измерения в соответствии с объемом, представленным в Приложении Г (таблица Г.1). В функции связи входит: - обмен информацией с уровнем РДП по телемеханическим протоколам МЭК 870-5 согласно ГОСТ Р МЭК 870-5-1 или другим принятым протоколам; - обмен информацией с локальной системой автоматики по стандартным последовательным интерфейсам (RS-232, RS-485 и др.) или параллельному интерфейсу. 5.2.3. По надежности система телемеханики НПС должна удовлетворять требованиям ГОСТ 26.205: - средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханики 1 группы должна быть не менее 10000 часов (1-я ступень), не менее 18000 часов (2-я ступень); - средний срок службы не менее 9 лет (1-я ступень), не менее 12 лет (2-я ступень). 5.2.4. По достоверности передаваемой информации система телемеханики должна соответствовать 1 категории по ГОСТ 26.205. -14 Вероятность трансформации команд не должна превышать 10 , -12 вероятность образования ложной команды должна быть не более 10 . Основная приведенная погрешность преобразования аналоговых сигналов не должна превышать 0,25%. 5.2.5. Средства телемеханики НПС должны иметь источники бесперебойного питания (ИБП), которые должны обеспечивать работу средств телемеханики не менее 30 минут. 5.3. Система телемеханики линейной части МН 5.3.1. Система телемеханики линейной части МН (линейная телемеханика) предназначена для централизованного контроля и управления оборудованием линейной части МН. 5.3.2. Система телемеханики линейной части МН должна выполнять функции: контроля: - состояния охранной сигнализации (ПКУ, узлов с запорной арматурой при необходимости); - состояния и положения запорной арматуры; - состояния средств электрохимзащиты; - прохождения средств очистки и диагностики; - срабатывания моментных выключателей задвижек (при необходимости); - положения линейных разъединителей вдольтрассовой ЛЭП, выключателей ВЛ (при необходимости); - минимальной температуры в ПКУ; управления: - линейными запорными устройствами; - линейными разъединителями вдольтрассовой ЛЭП, выключателями ВЛ (при необходимости); - деблокировкой сигнала прохождения СОД; - освещение ВПП; измерения: - давления в трубопроводе; - защитного потенциала "труба-земля"; - расхода, температуры нефти (при необходимости); связи: - обмен информацией с РДП по телемеханическим протоколам. 5.3.3. Основная погрешность канала измерения (АЦП + датчик давления) не должна превышать 0,4%. 5.3.4. По надежности система телемеханики линейной части МН должна удовлетворять требованиям ГОСТ 26.205: - средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханики 1 группы должна быть не менее 10000 часов (1-я ступень), не менее 18000 часов (2-я ступень); - средний срок службы не менее 9 лет (1-я ступень), не менее 12 лет (2-я ступень). 5.3.5. По достоверности передаваемой информации система телемеханики должна соответствовать 1 категории по ГОСТ 26.205. -14 Вероятность трансформации команд не должна превышать 10 , -12 вероятность образования ложной команды должна быть не более 10 . Рекомендуется предусматривать управление задвижками линейной части МН с помощью двух раздельных команд для понижения вероятности ложного срабатывания. При этом предусматривать обратную связь с объектом - посылку квитанции о прохождении первой (подготовительной) команды телеуправления задвижками. 5.3.6. Средства телемеханики линейной части МН должны иметь источники бесперебойного питания, которые должны поддерживать работу средств телемеханики (вместе с датчиками) не менее трех часов. 5.4. Особенности телемеханизация магистральных нефтепроводов на базе программируемых контроллеров 5.4.1. Программируемые логические контроллеры (ПЛК), входящие в комплексы телемеханики должны удовлетворять требованиям: - объем памяти пользователя должен соответствовать сложности задач, решаемых контроллером, среднее время выполнения 1000 логических операций (инструкций) 3 - 5 мс для малых ПЛК по ГОСТ 29125; - время сохранения информации в энергонезависимой памяти при отключении питания должно быть не менее 140 ч согласно ГОСТ 29125. 5.4.2. Контроллеры должны иметь средства самоконтроля (тестового контроля) и сервисные средства для технического обслуживания согласно ГОСТ 29125. 5.5. Каналы связи для телемеханики 5.5.1. Некоммутируемые каналы связи для телемеханики могут быть организованы по радиоканалам, кабельным и оптоволоконным линиям связи. 5.5.2. Каналы связи для телемеханики должны удовлетворять "Нормам на электрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновых первичных сетей" и требованиям ГОСТ 21655. 5.5.3. Каналы связи должны обеспечить обмен информации по телемеханическим протоколам (МЭК 870-5 и др.) в режиме "мультиточка". 5.5.4. Согласно ГОСТ Р МЭК 870-4 средняя частота искажения бита информации, передаваемой по каналам телемеханики, должна -4 быть не более 10 . 5.5.5. Используемые средства телемеханики должны позволять работу по выделенным каналам в системах проводной, радио и радиорелейной связи. Уровни приема и передачи должны соответствовать ГОСТ 21655. В зависимости от канала связи рекомендуется использовать следующие скорости передачи информации: - по кабельным линиям связи - 2,4 Кб/с; - по радиоканалам - 19,6 Кб/с; - по оптоволоконным линиям связи - 64 Кб/с. 6. МНОГОУРОВНЕВАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТРАНСПОРТОМ НЕФТИ 6.1. Назначение и структура системы 6.1.1. Многоуровневая автоматизированная система управления транспортом нефти предназначена для автоматизированного централизованного контроля и управления технологическими процессами транспорта нефти по магистральным нефтепроводам. 6.1.2. Целью создания системы является: - повышение безопасности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов; - оптимальное управление грузопотоками нефти по маршрутам транспортировки; - контроль и сигнализация изменения состояния технологического оборудования; - осуществление учета материальных и энергетических ресурсов; - формирование и выдача отчетов и справок по транспорту нефти, работе оборудования, технологическому процессу и работе системы; - дистанционное управление работой технологического оборудования. 6.1.3. Система представляет собой трехуровневую иерархическую структуру с раздельным административным управлением каждым уровнем: - верхний уровень - уровень центрального диспетчерского пункта (ЦДП) ОАО "АК "Транснефть" (Компании); - средний уровень - уровень территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) ОАО МН; - нижний уровень - уровень районных диспетчерских пунктов (РДП) филиалов ОАО МН (районных нефтепроводных управлений РНУ). 6.2 Состав системы и функциональные задачи системы 6.2.1. Многоуровневая автоматизированная система управления транспортом нефти состоит из: - подсистемы оперативного диспетчерского контроля и управления технологическими процессами транспорта нефти (подсистемы ОДКУ); - подсистемы расчетно-аналитической и информационно-справочной (подсистемы РАИС). 6.2.2. Подсистема ОДКУ должна решать функциональные задачи: - отображение технологической информации; - сбор, регистрацию и формирование событий и аварий, в т.ч. пожароопасных ситуаций и пожаров; - контроль утечек на нефтепроводе; - передача команд управления на средства автоматики и телемеханики. 6.2.3. Подсистема РАИС должна решать функциональные задачи: - оперативный учет нефти; - оперативный расчет режимов работы нефтепроводов; - учетно-расчетные операции и ведение отчетов; - оперативно-справочные задачи. 6.2.4. Технологическими объектами управления системы могут являться НПС, один или несколько отдельных магистральных нефтепроводов или участков МН независимо от административного подчинения. 6.2.5. При разработке организационной структуры системы рекомендуется совмещать управление нескольких объектов в одном РДП. С учетом экономического обоснования рекомендуется предусматривать создание укрупненных РДП, вплоть до объединения всех НПС и линейной части МН в пределах территориального управления ОАО МН под контролем ТДП. 6.2.6. Система обнаружения утечек (СОУ) предназначена для контроля нарушения герметичности МН и определения места возникновения негерметичности. СОУ должна быть интегрирована в многоуровневую автоматизиро <...> Диагностика утечек должна осуществляться непрерывно на всех режимах функционирования нефтепровода, включая пуски и остановки насосных агрегатов. 6.4.3. Рекомендуется, чтобы программные средства СОУ использовали несколько различных методов обнаружения утечек и определения их местоположения. 6.4.4. Основным средством СОУ следует считать параметрическую систему, включающую в себя динамическую математическую модель нефтепровода, функционирующую в реальном масштабе времени, которая является основой при принятии решения о нарушении герметичности нефтепровода. 6.4.5. СОУ должна обеспечивать (при среднем расстоянии 10 км между точками измерения давления и цикле полного обновления информации с контролируемого телемеханического пункта (КП) через 40 с) точность определения координаты утечки (не хуже) - 4 км при величине утечки в 10% от расхода в нефтепроводе и времени обнаружения утечки не более 5 минут. 6.5. Способы и средства связи системы 6.5.1. Обмен информацией (данными) между иерархическими уровнями системы и другими системами из состава единой автоматизированной системы управления транспортом нефти (ЕАСУ) должен быть реализован средствами интегрированной вычислительной сети. 6.5.2. Вычислительная сеть объединяет локальные вычислительные сети (ЛВС) Компании, ОАО МН и филиалов. ЛВС включают серверное и коммутационное оборудование, средства связи, системы энергообеспечения (в т.ч. источники бесперебойного питания), программные средства и персональные компьютеры (ПК), установленные на каждом уровне управления. 6.5.3. Обмен информацией между персональными компьютерами в ЛВС должен осуществляться по протоколам, принятым в вычислительной сети ЕАСУ. 6.5.4. Каналы связи вычислительной сети должны обеспечивать передачу информации со скоростью: - между ОАО МН и филиалами - не менее 64 Кбит/с; - между Компанией и ОАО МН - не менее 128 Кбит/с. 6.5.5. Аппаратная платформа построения ЕАСУ должна базироваться на компьютерах IBM РС совместимой архитектуры. Технические характеристики применяемого оборудования должны обеспечивать выполнение функциональных задач, определенных требованиями построения и развития ЕАСУ. 6.5.6. Информационная безопасность на всех уровнях управления обеспечивается программными и аппаратными средствами системы посредством: - использования протоколов передачи данных в ЛВС требуемого типа и конфигурации; - организации идентификации пользователей системы; - разграничения прав пользователей на использование ресурсов сети и хранимых данных; - создания резервных копий массивов данных; - разграничение прав на функциональные задачи. 6.6. Требования к функциям отображения 6.6.1. Системой должна быть предусмотрена возможность отображения на экране монитора одновременно нескольких технологических схем. 6.6.2. Системой должен обеспечиваться просмотр аналоговых значений в виде графиков (трендов): - оперативных, - исторических. В оперативных трендах должна отображаться информация в реальном масштабе за предшествующий период до 2 часов. Исторические тренды должны обеспечивать просмотр информации до месяца. 6.6.3. В системе должны формироваться следующие журналы событий и аварий: - журнал технологических событий; - журнал технологических аварий; - журнал событий в системе контроля и управления объектами; - журнал аварий в системе контроля и управления объектами. Должна быть обеспечена автоматическая световая и звуковая сигнализация аварий и аварийных режимов. 6.6.4. Система должна обеспечивать прием информации из системы обнаружения утечек в нефтепроводе (СОУ). 6.6.5. При прохождении очистного (или диагностического) устройства должно формироваться событие и отображаться на экране монитора. 6.6.6. Система должна контролировать свободную емкость и наличие нефти в резервуарном парке с отображением на экране мониторов в табличном виде (в графическом - по запросу). 6.6.7. Должно контролироваться положение запорной арматуры (с цветовым отображением ее состояния) и срабатывание моментных выключателей (по необходимости). 6.6.8. Должны отображаться режимы работы агрегатов НПС и резервуаров РП. 6.6.9. При выполнении команд управления должно контролироваться время выполнения команды по изменению состояния технологического оборудования, формироваться событие и регистрироваться в журнале событий. 6.6.10. Должно контролироваться отключение электроэнергии и формироваться сигнал аварии с записью в журнале, на экране монитора должно выводиться сообщение с указанием места отключения электроэнергии. 6.6.11. При выполнении команды должен обеспечиваться контроль ее выполнения. 6.6.12. Требования к функциям архивирования В системе должны вестись следующие архивы: - журналы технологических событий и аварий; - исторические тренды аналоговых измерений. 6.6.13. Требования к функциям ввода/вывода Серверы ввода/вывода должны обеспечивать опрос системы телемеханики по протоколам: МЭК 870-5 и иным протоколам, принятым в ЕАСУ. 6.6.14. Требования к функциям защиты информации Функции защиты информации отражены в 6.5.6. При аварийном отключении электропитания должны сохраняться параметры работы системы. 6.7. Требования к видам обеспечения системы 6.7.1. Техническое обеспечение Аппаратной платформой построения системы должны быть компьютеры IBM РС совместимой архитектуры. 6.7.2. Информационное обеспечение В системе применяются типы данных в соответствии с типами данных протокола, разработанного на основании МЭК 870-5 (стандарт IEC 870-5). Структура и способы организации данных должны соответствовать требованиям стандартных интерфейсов. Информация должна иметь регламент хранения: - журналы событий, аварий и тренда - месяц; - статистика отказов оборудования - месяц; - данные по суточному учету нефти - 7 суток; - данные по суточному учету электроэнергии - 7 суток; - данные по переключению оборудования за сутки - 7 суток; - данные по приему-сдаче нефти - месяц. Приложение А (обязательное) НАСТРОЙКА ПРИБОРОВ ЗАЩИТЫ ПО ДАВЛЕНИЯМ А.1. Приборы защиты по давлениям на приеме магистральной насосной могут настраиваться в пределах от рабочего давления на приеме до 0,85 от этого значения. Под рабочим давлением на приеме подразумевается допускаемая величина кавитационного запаса насосов с учетом упругости паров при максимальной на определенный период времени пропускной способности. Разница уставок между защитами по предельному и аварийному давлениям должна обеспечивать селективность срабатывания защит. Для селективности срабатывания защит рекомендуется принимать разницу между настройками приборов на разных ступенях защиты не меньше величины половины абсолютной погрешности менее точного прибора. А.2. При отсутствии необходимого запаса по давлениям допускается осуществлять настройку датчиков защиты по давлениям на приеме насосной на одинаковое значение давления и предусматривать срабатывание защит с разными выдержками времени с интервалом 5 - 8 секунд. А.3. Приборы защиты по давлению в коллекторе магистральной насосной (до узла регулирования) могут настраиваться в пределах от рабочего давления в коллекторе до 1,1 от этого давления. Рабочее давление в коллекторе принимается по наименьшему значению из рабочих давлений, указанных в документации на насосы, задвижки, трубопроводы, фасонные части и т.п. Разницу уставок между защитами рекомендуется определять аналогично А.1, то есть с учетом селективности их срабатывания. А.4. Защита по давлению на выходе магистральной насосной (после узла регулирования) может устанавливаться в пределах "зазора безопасности" трубопровода в диапазоне от рабочего давления до 1,1 от рабочего давления с учетом отклонения давления в процессе регулирования. Под рабочим давлением подразумевается величина давления по эпюре допускаемых максимальных давлений на участке трубопровода после НПС с учетом несущей способности фактически уложенных труб по всему участку магистрального трубопровода до следующей НПС. Разницу уставок между защитами рекомендуется определять аналогично А.1, т.е. с учетом селективности их срабатывания. А.5. Уставка защиты по предельному давлению на выходе насосной должна устанавливаться выше, чем задание регулятору давления на выходе насосной в установившемся режиме (рабочего давления насосной) для обеспечения "зазора безопасности" при работе системы автоматического регулирования давления в допустимых пределах. Приложение Б (рекомендуемое) АВТОМАТИЗАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СООРУЖЕНИЙ Б.1. При размещении оборудования вспомогательных сооружений в самостоятельных (удаленных от операторной) помещениях или блоках рекомендуется устанавливать аппаратуру управления системой непосредственно в этих помещениях или блоках. В этом случае в операторную (или МДП) могут подаваться только обобщенные сигналы включенного состояния и неисправности. Б.2. Автоматизация системы водоснабжения Б.2.1. Контроль за работой системы водоснабжения рекомендуется осуществлять по сигналу наличия давления в водопроводной сети (или уровня в емкости запаса воды). Б.2.2. Порядок включения устройств подготовки и очистки воды системы питьевого водоснабжения должен обеспечивать их работоспособность к моменту начала поступления воды в устройства очистки. Б.2.3. При пожаре наряду с автоматическим включением источника подачи воды в систему водоснабжения следует предусматривать автоматическое отключение сети хозяйственно-питьевого водоснабжения от этих источников. Б.3. Автоматизация канализационных сооружений Б.3.1. Сооружения системы промышленной канализации следует автоматизировать аналогично системе откачки утечек НПС. Б.3.2. Помещение системы промышленной канализации с площадью взрывоопасной зоны более 36 кв. м должно обеспечиваться средствами автоматической сигнализации пожара и загазованности аналогично помещениям магистральных насосных. Б.4. Автоматизация котельных установок Б.4.1. Параметры защиты оборудования, объем контроля и сигнализации для котлов следует принимать в соответствии с требованиями завода-изготовителя. Б.4.2. Автоматика котла должна обеспечивать прекращение подачи топлива при нарушениях режима работы котла, которые могут вызвать повреждение котла. Б.4.3. В котельных, работающих на жидком и газообразном топливе, рекомендуется предусматривать автоматическое регулирование процессов горения. Б.4.4. В котельной следует устанавливать устройства для учета производимого тепла и потребляемого топлива. Б.4.5. В помещении котельной должна предусматриваться автоматическая сигнализация пожара. Б.4.6. При пожаре в котельной следует закрывать задвижку на входном трубопроводе подачи газа (нефти) в котельную. Б.4.7. Котельные должны оборудоваться средствами для контроля состава угарного газа. Б.4.8. В операторной (или МДП) предусматривается сигнализация: - максимального и минимального уровней в топливных баках; - минимальной температуры прямой воды; - состояния котла (включен); - аварийного отключения котла; - пожара в котельной; - повышенного содержания угарного газа. Приложение В ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ МН В.1. Перечень параметров контроля и защиты магистрального насосного агрегата приведен в таблице В.1. Таблица В.1 ПЕРЕЧЕНЬ ПАРАМЕТРОВ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА ----------------------------------T------------------------------¬ ¦ Параметры контроля и защиты ¦Воздействие на технологическое¦ ¦ ¦ оборудование ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦1. Повышенная температура: ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦подшипников агрегата ¦ция в операторной (МДП) ¦ ¦корпуса насоса ¦ ¦ ¦обмоток статора электродвигателя ¦ ¦ ¦Величина повышенной температуры -¦ ¦ ¦не больше 70% от аварийной темпе-¦ ¦ ¦ратуры ¦ ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦2. Аварийная температура: ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦подшипников агрегата ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦корпуса насоса ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦обмоток статора электродвигателя ¦кой времени, АВР. ¦ ¦ ¦Обобщенный сигнал (ОС) "Авария¦ ¦ ¦агрегата" ("АА") в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦3. Повышенные утечки нефти через ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦торцевые уплотнения ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата без выдер-¦ ¦ ¦жки времени, закрытие агрегат-¦ ¦ ¦ных задвижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦4. Повышенная вибрация агрегата. ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦Повышенная вибрация - величина не¦ция в операторной (МДП) ¦ ¦более 70% аварийной вибрации ¦ ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦5. Аварийная вибрация агрегата ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦ ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, закрытие агрегат-¦ ¦ ¦ных задвижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦6. Аварийное осевое смещение ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦радиально-упорного подшипника ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦насоса ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, закрытие агрегат-¦ ¦ ¦ных задвижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦7. Минимальное давление масла ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦(принудительной системы смазки) ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦8. Минимальное давление охлаждаю-¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦щей воды ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦9. Минимальное избыточное давле- ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦ние воздуха в корпусе: ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦электродвигателя ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦возбудителя ¦кой времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦10. Электрическая защита электро-¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦двигателя, ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦в т.ч. при АЧР ¦Отключение агрегата без выдер-¦ ¦ ¦жки времени, АВР (АЧР без ¦ ¦ ¦АВР). ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦11. Несанкционированное изменение¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦состояния агрегатных задвижек ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦работающих агрегатов ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, закрытие агрегат-¦ ¦ ¦ных задвижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦12. Отсутствие напряжения в цепи ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦управления агрегатных задвижек ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦ОС "Неисправность цепей управ-¦ ¦ ¦ления" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦13. Невыполнение программы пуска ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦агрегата ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦14. Невыполнение программы ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦остановки агрегата ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Повторная остановка агрегата, ¦ ¦ ¦АВР отсутствует. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦15. Отключение агрегата кнопкой ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦"Стоп" по месту ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата без выдер-¦ ¦ ¦жки времени, закрытие агрегат-¦ ¦ ¦ных задвижек, АВР отсутствует.¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦16. Отсутствие напряжения питания¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦схем защиты ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, АВР отсутствует. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦17. Неисправность (в т.ч. отсут- ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦ствие напряжения питания) прибо- ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ров: ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦контроля вибрации ¦кой времени, АВР. ¦ ¦контроля температуры ¦ОС "Неисправность цепей управ-¦ ¦ ¦ления" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦18. Неисправность подпорных вен- ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦тиляторов (при индивидуальной ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦системе вентиляции) ¦Отключение агрегата с выдерж- ¦ ¦ ¦кой времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +---------------------------------+------------------------------+ ¦19. Неисправность цепей управле- ¦Световая и звуковая сигнализа-¦ ¦ния масляным выключателем ¦ция в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦ОС "Неисправность цепей управ-¦ ¦ ¦ления" в РДП ¦ L---------------------------------+------------------------------- В.2. Перечень параметров контроля и защиты подпорного насосного агрегата приведен в таблице В.2. Таблица В.2 ПЕРЕЧЕНЬ ПАРАМЕТРОВ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ ПОДПОРНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА ------------------------------T----------------------------------¬ ¦ Параметры контроля и защиты ¦ Воздействие на технологическое ¦ ¦ ¦ оборудование ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦1. Повышенная температура: ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦подшипников агрегата ¦операторной (МДП) ¦ ¦корпуса насоса ¦ ¦ ¦обмоток статора ¦ ¦ ¦электродвигателя ¦ ¦ ¦Повышенная температура - не ¦ ¦ ¦более 70% от аварийной ¦ ¦ ¦температуры ¦ ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦2. Аварийная температура: ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦подшипников агрегата ¦операторной (МДП). ¦ ¦корпуса насоса ¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦обмоток статора электродви- ¦времени, АВР. ¦ ¦гателя ¦Обобщенный сигнал (ОС) "Авария ¦ ¦ ¦агрегата" ("АА") в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦3. Повышенные утечки нефти ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦через торцевые уплотнения ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата без выдержки ¦ ¦ ¦времени, закрытие агрегатных зад- ¦ ¦ ¦вижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦4. Повышенная вибрация агре- ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦гата. ¦операторной (МДП) ¦ ¦Повышенная вибрация - не бо- ¦ ¦ ¦лее 70% от аварийной вибрации¦ ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦5. Аварийная вибрация агрега-¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦та ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦ ¦времени, закрытие агрегатных зад- ¦ ¦ ¦вижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦6. Минимальное давление на ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦выходе насоса ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦ ¦времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦7. Максимальное давление на ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦выходе насоса ¦операторной (МДП) ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦8. Электрическая защита ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦электродвигателя, ¦операторной (МДП). ¦ ¦в т.ч. при АЧР ¦Отключение агрегата без выдержки ¦ ¦ ¦времени ¦ ¦ ¦АВР (АЧР без АВР). ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦9. Несанкционированное изме- ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦нение состояния агрегатных ¦операторной (МДП). ¦ ¦задвижек работающих агрегатов¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦ ¦времени, закрытие агрегатных зад- ¦ ¦ ¦вижек, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦10. Отсутствие напряжения в ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦цепи управления агрегатных ¦операторной (МДП). ¦ ¦задвижек ¦ОС "Неисправность цепей управле- ¦ ¦ ¦ния" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦11. Невыполнение программы ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦пуска агрегата ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦12. Невыполнение программы ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦остановки агрегата ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Повторная остановка агрегата, АВР ¦ ¦ ¦отсутствует. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦13. Отключение агрегата кноп-¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦кой "Стоп" по месту ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата без выдержки ¦ ¦ ¦времени, АВР отсутствует. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦14. Отсутствие напряжения пи-¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦тания схем защиты ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦ ¦времени, АВР отсутствует. ¦ ¦ ¦ОС "АА" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦15. Неисправность (в т.ч. от-¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦сутствие напряжения питания) ¦операторной (МДП). ¦ ¦приборов: контроля температу-¦Отключение агрегата с выдержкой ¦ ¦ры и вибрации ¦времени, АВР. ¦ ¦ ¦ОС "Неисправность цепей управле- ¦ ¦ ¦ния" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦16. Неисправность цепей ¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦управления масляным выключа- ¦операторной (МДП). ¦ ¦телем ¦ОС "Неисправность цепей управле- ¦ ¦ ¦ния" в РДП ¦ +-----------------------------+----------------------------------+ ¦17. Минимальный уровень нефти¦Световая и звуковая сигнализация в¦ ¦в стакане насоса (вертикаль- ¦операторной (МДП). ¦ ¦ного) ¦Запрет запуска агрегата. ¦ ¦ ¦ОС "Нет готовности" в РДП ¦ L-----------------------------+----------------------------------- В.3. Перечень параметров контроля и защиты магистральной насосной приведен в таблице В.3. Таблица В.3 ПЕРЕЧЕНЬ ПАРАМЕТРОВ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНОЙ НАСОСНОЙ -----------------------------T-----------------------------------¬ ¦Параметры контроля и защиты ¦ Воздействие на технологическое ¦ ¦ ¦ оборудование ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦1. Предельная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в общем укрытии ОУ (насосном¦в операторной (МДП). ¦ ¦зале, маслоприямке) ¦Световая сигнализация "Загазован- ¦ ¦ ¦ность" над входами ОУ (насосного ¦ ¦ ¦зала) и внутри помещения. ¦ ¦ ¦Включение аварийной вентиляции ОУ ¦ ¦ ¦(насосного зала). ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦2. Предельная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в блок-боксе маслосистемы ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая сигнализация "Загазован- ¦ ¦ ¦ность" над входом в блок-бокс мас- ¦ ¦ ¦лосистемы. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов блок-бокса ¦ ¦ ¦маслосистемы. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентилятор продолжает работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦3. Предельная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в камере регуляторов давле- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ния (находящихся в укрытии).¦Световая сигнализация "Загазован- ¦ ¦Для открытых площадок ¦ность" над входами в камеру регуля-¦ ¦согласно проектным решениям ¦торов давления (КРД). ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов КРД. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦4. Предельная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в блок-боксе системы ¦в операторной (МДП). ¦ ¦сглаживания волны давления ¦Световая сигнализация "Загазован- ¦ ¦(ССВД) ¦ность" над входами в блок-бокс ¦ ¦ ¦ССВД. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов ССВД. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦5. Предельная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в помещении трубо-поршневой ¦в операторной (МДП). ¦ ¦установки (ТПУ) ¦Световая сигнализация "Загазован- ¦ ¦ ¦ность" над входом в ТПУ. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов ТПУ. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦6. Сохранение предельной за-¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦газованности длительное ¦в операторной (МДП). ¦ ¦время (более 10 минут) в ОУ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦(насосном зале, в маслопри- ¦"Загазованность" над входами ОУ ¦ ¦ямке) ¦(насосного зала) и внутри помеще- ¦ ¦ ¦ния. ¦ ¦ ¦Включение аварийной вентиляции ОУ ¦ ¦ ¦(насосного зала). ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сбора ¦ ¦ ¦утечек, насосов откачки утечек из ¦ ¦ ¦емкости сброса ударной волны и на- ¦ ¦ ¦сосов оборотного водоснабжения. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦7. Сохранение предельной ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦загазованности длительное ¦в операторной (МДП). ¦ ¦время (более 10 минут) в ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦блок-боксе маслосистемы ¦"Загазованность" над входом в блок-¦ ¦ ¦бокс маслосистемы. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов блок-бокса ¦ ¦ ¦маслосистемы. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦8. Сохранение предельной ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦загазованности длительное ¦в операторной (МДП). ¦ ¦время (более 10 минут) в КРД¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦(находящихся в укрытии). Для¦"Загазованность" над входами в ка- ¦ ¦открытых площадок согласно ¦меру регуляторов давления (КРД). ¦ ¦проектным решениям ¦Включение вентиляторов КРД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек КРД. ¦ ¦ ¦Отключение насосов откачки утечек ¦ ¦ ¦из емкости сброса ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦9. Сохранение предельной ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦загазованности длительное ¦в операторной (МДП). ¦ ¦время (более 10 минут) в ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ССВД ¦"Загазованность" над входами в ¦ ¦ ¦блок-бокс ССВД. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов блока ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек блока ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение насосов откачки утечек ¦ ¦ ¦из емкости сброса ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦10. Сохранение предельной ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦загазованности длительное ¦в операторной (МДП). ¦ ¦время (более 10 минут) в ТПУ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Загазованность" над входом в ТПУ. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов ТПУ. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек, отсекающих ТПУ. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦11. Аварийная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в ОУ (насосном зале, в мас- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦лоприямке) ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Загазованность" над входами ОУ ¦ ¦ ¦(насосного зала) и внутри помеще- ¦ ¦ ¦ния. ¦ ¦ ¦Включение аварийной вентиляции ОУ ¦ ¦ ¦(насосного зала). ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сбора ¦ ¦ ¦утечек, насосов откачки утечек из ¦ ¦ ¦емкости сброса ударной волны и на- ¦ ¦ ¦сосов оборотного водоснабжения. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦12. Аварийная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в блок-боксе маслосистемы ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Загазованность" над входом в блок-¦ ¦ ¦бокс маслосистемы. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов блок-бокса ¦ ¦ ¦маслосистемы. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦13. Аварийная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в камере регуляторов давле- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ния (КРД) (находящихся в ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦укрытии). Для открытых пло- ¦"Загазованность" над входами в ка- ¦ ¦щадок согласно проектным ре-¦меру регуляторов давления (КРД). ¦ ¦шениям ¦Включение вентиляторов КРД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек КРД. ¦ ¦ ¦Отключение насосов откачки утечек ¦ ¦ ¦из емкости сброса ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦14. Аварийная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в блок-боксе системы сглажи-¦в операторной (МДП). ¦ ¦вания волны давления ССВД ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Загазованность" над входами в ¦ ¦ ¦блок-бокс ССВД. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов блока ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек блока ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение насосов откачки утечек ¦ ¦ ¦из емкости сброса ударной волны. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦15. Аварийная загазованность¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦в ТПУ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Загазованность" над входом в ТПУ. ¦ ¦ ¦Включение вентиляторов ТПУ. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек, отсекающих ТПУ. ¦ ¦ ¦После снижения уровня загазованнос-¦ ¦ ¦ти вентиляторы продолжают работать ¦ ¦ ¦не менее 15 минут. ¦ ¦ ¦ОС "Загазованность" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦16. Пожар в ОУ (насосном ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦зале, в маслоприямке) ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входами в ОУ (насосного¦ ¦ ¦зала) и внутри помещения. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, приточно- ¦ ¦ ¦вытяжной вентиляции ОУ (насосного ¦ ¦ ¦зала), насосов оборотного водоснаб-¦ ¦ ¦жения, подпорной вентиляции элект- ¦ ¦ ¦родвигателей, подпорных вентилято- ¦ ¦ ¦ров электрозала, беспромвальной ¦ ¦ ¦вентиляции, насосов откачки утечек ¦ ¦ ¦из емкости сброса ударной волны, ¦ ¦ ¦насосов откачки утечек из емкости ¦ ¦ ¦сбора утечек. ¦ ¦ ¦Включение пенонасоса. Открытие зад-¦ ¦ ¦вижек пенотушения на основной пено-¦ ¦ ¦линии и на линии ОУ (насосного за- ¦ ¦ ¦ла, маслоприямка). ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦17. Пожар в электрозале ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входами в электрозал и ¦ ¦ ¦внутри помещения. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, приточно- ¦ ¦ ¦вытяжной вентиляции насосного зала,¦ ¦ ¦подпорных вентиляторов электрозала,¦ ¦ ¦беспромвальной вентиляции, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны, насосов откачки ¦ ¦ ¦утечек из емкости сбора утечек. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦18. Пожар в камере регулято-¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ров давления (находящихся в ¦в операторной (МДП). ¦ ¦укрытии) ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входом в КРД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС, закры-¦ ¦ ¦тие задвижек КРД. ¦ ¦ ¦Отключение вентиляции КРД, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦Включение пенонасоса, открытие зад-¦ ¦ ¦вижек пенотушения на основной пено-¦ ¦ ¦линии и на линии КРД. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦19. Пожар в блок-боксе ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦маслосистемы ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входом в блок-бокс ¦ ¦ ¦маслосистемы. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны, вентиляции блок-бок-¦ ¦ ¦са маслосистемы. ¦ ¦ ¦Включение пенонасоса, открытие зад-¦ ¦ ¦вижек пенотушения на основной пено-¦ ¦ ¦линии и на линии блок-бокса масло- ¦ ¦ ¦системы. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦20. Пожар в блок-боксе ССВД ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входом в блок ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС, закры-¦ ¦ ¦тие задвижек, отсекающих ССВД. ¦ ¦ ¦Отключение вентиляции ССВД, насосов¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦Включение пенонасоса, открытие зад-¦ ¦ ¦вижек пенотушения на основной пено-¦ ¦ ¦линии и на линии ССВД. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦21. Пожар в ТПУ ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входом в ТПУ. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек, отсекающих ТПУ. ¦ ¦ ¦Отключение системы вентиляции ТПУ. ¦ ¦ ¦Включение пенонасоса, открытие зад-¦ ¦ ¦вижек пенотушения на основной пено-¦ ¦ ¦линии и на линии ТПУ. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦22. Пожар в ДЭС ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦"Пожар" над входом в блок-бокс ДЭС.¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦23. Затопление ОУ (насосного¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦зала, маслоприямка) ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦оборотного водоснабжения, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦ОС "Затопление" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦24. Затопление блок-бокса ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦маслосистемы ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦ОС "Затопление" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦25. Минимальное давление ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦воздуха камер беспромвально-¦в операторной (МДП). ¦ ¦го соединения ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦откачки утечек из емкости сброса ¦ ¦ ¦ударной волны. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦26. Авария вспомогательных ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦систем: подачи масла к под- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦шипниковым узлам, охлаждения¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦электродвигателей; подпорной¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦вентиляции: электродвигате- ¦Отключение неисправной вспомога- ¦ ¦лей, камер беспромвального ¦тельной системы, насосов откачки ¦ ¦соединения, электрозала ¦утечек из емкости сброса ударной ¦ ¦ ¦волны. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦27. Отключение НПС кнопкой ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦"СТОП" по месту у входа в ОУ¦в операторной (МДП). ¦ ¦(или со щита в операторной, ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦или с АМР оператора-техноло-¦агрегатных и отсекающих НПС. ¦ ¦га) ¦Отключение всех вспомогательных ¦ ¦ ¦систем. ¦ ¦ ¦Насосы пожаротушения в рабочем сос-¦ ¦ ¦тоянии. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦28. Предельный максимальный ¦Включение основного насоса откачки ¦ ¦уровень в емкостях сбора ¦утечек из емкости сбора утечек. ¦ ¦утечек ¦При сохранении максимального уровня¦ ¦ ¦в течение 1,5 минут - включение ¦ ¦ ¦резервного насоса ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦29. Предельный максимальный ¦Включение основного насоса откачки ¦ ¦уровень в емкостях сброса ¦утечек из емкости сброса ударной ¦ ¦ударной волны ¦волны. ¦ ¦ ¦При сохранении максимального уровня¦ ¦ ¦в течение 1,5 минут - включение ¦ ¦ ¦резервного насоса ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦30. Аварийный максимальный ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦уровень в емкостях сбора ¦в операторной (МДП). ¦ ¦утечек ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов, насосов ¦ ¦ ¦оборотного водоснабжения. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦31. Аварийный максимальный ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦уровень в емкостях сброса ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ударной волны ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек ССВД. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦32. Аварийный максимальный ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦уровень в маслобаках масло- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦системы ¦Отключение НА, закрытие задвижек ¦ ¦ ¦агрегатных. ¦ ¦ ¦Отключение маслонасосов. ¦ ¦ ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦33. Аварийный минимальный ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦уровень масла в аккумулирую-¦в операторной (МДП). ¦ ¦щем маслобаке ¦ОС "Авария" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦34. Неисправность в ЗРУ ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦ОС "Неисправность в ЗРУ" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦35. Авария в ЗРУ ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦ ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦ОС "Авария в ЗРУ" в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦36. Предельное минимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление на приеме НПС ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение первого (по потоку неф- ¦ ¦ ¦ти) НА. ¦ ¦ ¦При сохранении предельного давления¦ ¦ ¦отключение следующего (по потоку) ¦ ¦ ¦агрегата и т.д. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦37. Аварийное минимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление на приеме НПС ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Отключение всех насосных агрегатов.¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦38. Предельное максимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление в коллекторе НПС до¦в операторной (МДП). ¦ ¦узла регулирования давления ¦Отключение первого (по потоку) НА. ¦ ¦ ¦При сохранении предельного давления¦ ¦ ¦отключение следующего (по потоку) ¦ ¦ ¦агрегата и т.д. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦39. Аварийное максимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление в коллекторе НПС до¦в операторной (МДП). ¦ ¦узла регулирования давления ¦Отключение всех насосных агрегатов.¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦40. Предельное максимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление на выходе НПС после¦в операторной (МДП). ¦ ¦узла регулирования давления ¦Отключение первого (по потоку) НА. ¦ ¦ ¦При сохранении предельного давления¦ ¦ ¦отключение следующего (по потоку) ¦ ¦ ¦агрегата и т.д. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦41. Аварийное максимальное ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давление на выходе НПС после¦в операторной (МДП). ¦ ¦узла регулирования давления ¦Отключение всех насосных агрегатов.¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦42. Максимальный перепад ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦давления на регуляторе дав- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦ления ¦Отключение первого (по потоку) НА. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦43. Отсутствие напряжения в ¦Визуальная и звуковая сигнализация ¦ ¦щите общестанционной авто- ¦в операторной (МДП). ¦ ¦матики ¦Отключение НА с выдержкой времени, ¦ ¦ ¦закрытие агрегатных задвижек ¦ +----------------------------+-----------------------------------+ ¦44. Предельное отклонение ¦Световая и звуковая сигнализация ¦ ¦давления на приеме и выходе ¦в операторной (МДП). ¦ ¦НПС. ¦Сигнал в РДП ¦ ¦Предельная скорость измене- ¦ ¦ ¦ния определяется технологами¦ ¦ ¦для каждого НПС индивидуаль-¦ ¦ ¦но ¦ ¦ L----------------------------+------------------------------------ В.4. Перечень параметров контроля и защиты резервуарного парка приведен в таблице В.4. Таблица В.4 ПЕРЕЧЕНЬ ПАРАМЕТРОВ КОНТРОЛЯ И ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ---------------------------T-------------------------------------¬ ¦ Параметры контроля ¦ Воздействие на технологическое ¦ ¦ и защиты ¦ оборудование ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦1. Предельный максимальный¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦уровень в резервуаре ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦2. Аварийный максимальный ¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦уровень в резервуаре ¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек на линии поступле- ¦ ¦ ¦ния нефти в аварийный резервуар. От- ¦ ¦ ¦крытие задвижек в специально выделен-¦ ¦ ¦ный резервуар для организации защиты ¦ ¦ ¦от перелива. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦3. Аварийное максимальное ¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦давление в трубопроводе ¦операторной (МДП). ¦ ¦подачи нефти в РП ¦Открытие задвижки для сброса нефти в ¦ ¦ ¦выделенную емкость. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦4. Пожар в резервуаре ¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦ ¦операторной (МДП) по каждому резерву-¦ ¦ ¦ару, звуковая сигнализация у РП. ¦ ¦ ¦Закрытие задвижек поступления и от- ¦ ¦ ¦качки нефти на горящий резервуар, ¦ ¦ ¦включение пенонасоса, открытие задви-¦ ¦ ¦жек пенотушения на горящий резервуар.¦ ¦ ¦Сигнал в РДП. ¦ ¦ ¦Сигнал на пожарный пост ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦5. Превышение скорости ¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦наполнения (опорожнения) ¦операторной (МДП). ¦ ¦резервуаров ¦Открытие задвижки для сброса нефти в ¦ ¦ ¦выделенную емкость. ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ +--------------------------+-------------------------------------+ ¦6. Аварийный минимальный ¦Световая и звуковая сигнализация в ¦ ¦уровень нефти в резервуаре¦операторной (МДП). ¦ ¦ ¦Сигнал в РДП ¦ L--------------------------+-------------------------------------- В.5. Во время выполнения программы пуска или остановки магистральных агрегатов защиты по вибрации и по осевому смещению радиальноупорного подшипника насоса должны быть автоматически заблокированы на время переходного процесса. В.6. На головной НПС (НПС с емкостями) при срабатывании общестанционных защит 6, 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14, 16, 17, 18, 19, 20, 23, 24, 25, 26, 27, 30, 31, 32, 37 выполняется отключение подпорной насосной (остановка работающих подпорных агрегатов с выдержкой времени 5 с после остановки всех работающих магистральных агрегатов), дополнительно закрываются задвижки между магистральной и подпорной насосными, между подпорной насосной и резервуарным парком. В.7. Контроль вибрации насосных агрегатов должен проводиться согласно РД 153-39ТН-008-96 и РД 153-39ТН-009-96. Приложение Г ОБЪЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ МН Г.1. Перечень передаваемой по системе телемеханики информации представлен в таблице Г.1. Таблица Г.1 ПЕРЕЧЕНЬ ПЕРЕДАВАЕМОЙ ПО СИСТЕМЕ ТЕЛЕМЕХАНИКИ ИНФОРМАЦИИ ---------------T--------------------T------------------T----------------¬ ¦ Наименование ¦ Телесигнализация ¦ Телеизмерение ¦ Телеуправление ¦ ¦ объекта ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦1. Магистраль-¦пожар; ¦перепад на филь- ¦открытие, закры-¦ ¦ная насосная ¦загазованность; ¦трах; ¦тие задвижек ¦ ¦ ¦затопление; ¦давление на входе;¦подключения к ¦ ¦ ¦запрет дистанционно-¦давление на выхо- ¦магистрали; ¦ ¦ ¦го пуска; ¦де; ¦аварийное отклю-¦ ¦ ¦отключение ССВД; ¦давление в коллек-¦чение НПС; ¦ ¦ ¦агрегаты работают ¦торе; ¦деблокировка за-¦ ¦ ¦параллельно; ¦температура нефти;¦щит, допускающих¦ ¦ ¦волна понижения дав-¦расход нефти ¦дистанционный ¦ ¦ ¦ления; ¦ ¦запуск ¦ ¦ ¦исчезновение напря- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦жения в щитах авто- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦матики; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение насосной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кнопкой "Стоп" по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦месту; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение насосной ¦ ¦ ¦ ¦ ¦по Р на всасе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦предельное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение НПС по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р на всасе ава- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рийное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение НПС по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р колл. пре- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ макс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дельное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р колл. аварий-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ макс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение НПС по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р на выходе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ макс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦предельное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение НПС по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р на выходе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ макс. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварийное; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦режим управления - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦телемеханический; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварийный уровень в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦резервуаре - сборни-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ке утечек ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦2. Вспомога- ¦авария вспомогатель-¦- ¦включение, ¦ ¦тельные систе-¦ных систем; ¦ ¦отключение ¦ ¦мы ¦неисправность вспо- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦могательных систем; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дизель-генератор ¦ ¦ ¦ ¦ ¦включен; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ДЭС неисправна; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварийный уровень в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦маслобаках маслосис-¦ ¦ ¦ ¦ ¦темы; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вспомогательные сис-¦ ¦ ¦ ¦ ¦темы включены ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦3. Система ре-¦предельные давления ¦степень прикрытия ¦телерегулирова- ¦ ¦гулирования ¦на входе, в коллек- ¦регулирующего ¦ние величины ¦ ¦давления ¦торе и выходе НПС; ¦органа; ¦уставки на прие-¦ ¦ ¦аварийное отключение¦перепад на узле ¦ме и выходе НПС ¦ ¦ ¦по давлениям; ¦регулирования; ¦ ¦ ¦ ¦режим САР телемеха- ¦величины уставок ¦ ¦ ¦ ¦нический; ¦давления на приеме¦ ¦ ¦ ¦неисправность САР ¦и выходе НПС ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦4. Магистраль-¦включен; ¦давление после ¦включение, ¦ ¦ный агрегат ¦готов к дистанцион- ¦агрегата; ¦отключение ¦ ¦ ¦ному управлению; ¦мощность (ток); ¦ ¦ ¦ ¦в горячем резерве; ¦величина вибрации ¦ ¦ ¦ ¦авария агрегата ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(аварийное отключе- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ние по месту, ава- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦рийные утечки нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦через уплотнения, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р масла, Р ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мин. мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦воздуха в корпусе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЭД, Р охлаждаю- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мин. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦щей воды, аварийная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦вибрация, аварийная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦температура подшип- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ников); ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегат в процессе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пуска; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отказ программы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пуска; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность элект-¦ ¦ ¦ ¦ ¦рических цепей; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность цепей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦управления ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦5. Подпорная ¦пожар; ¦давление на входе;¦- ¦ ¦насосная ¦загазованность; ¦давление на выходе¦ ¦ ¦ ¦затопление; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦авария вспомогатель-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ных систем; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность вспо- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦могательных систем ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦6. Подпорный ¦включен; ¦мощность (ток) ¦включение, ¦ ¦агрегат ¦готов к дистанцион- ¦ ¦отключение ¦ ¦ ¦ному управлению; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в горячем резерве; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦авария (аварийное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отключение по мес- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ту); ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность агре- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦гата; аварийные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦утечки нефти через ¦ ¦ ¦ ¦ ¦уплотнения; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦аварийная температу-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ра подшипников; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Р на выходе; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ мин ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность цепей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦управления; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦агрегат в процессе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пуска; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отказ программы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пуска ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦7. Энергоснаб-¦исчезновение напря- ¦ток на вводах 6 ¦блокировка АВР в¦ ¦жение ¦жения; ¦(10) кВ; ¦ЗРУ, КТП и ЩСУ ¦ ¦ ¦неисправность ИИСЭ; ¦напряжения на ¦ ¦ ¦ ¦автоматический сброс¦секциях 6 (10) кВ ¦ ¦ ¦ ¦нагрузки (АСН); ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность в ЗРУ;¦ ¦ ¦ ¦ ¦авария в ЗРУ; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦положение всех вык- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лючателей 6 (10) кВ ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦8. Устройство ¦проход скребка; ¦давление на входе ¦деблокировка ¦ ¦приема и пуска¦положение задвижек ¦и выходе узла ¦сигнала прохож- ¦ ¦(пропуска) ¦камеры скребка; ¦ ¦дения скребка; ¦ ¦скребка ¦режим управления ¦ ¦открытие, закры-¦ ¦ ¦задвижками ¦ ¦тие задвижек ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦9. Резервуар- ¦предельный уровень в¦уровень в резер- ¦открытие, закры-¦ ¦ный парк ¦резервуарах; ¦вуарах ¦тие задвижек ¦ ¦ ¦аварийный уровень в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦резервуарах; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦повышение давления в¦ ¦ ¦ ¦ ¦трубопроводе; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦неисправность систе-¦ ¦ ¦ ¦ ¦мы измерения уровня ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефти; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦положение задвижек ¦ ¦ ¦ ¦ ¦РП ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦10. Узел ¦неисправность на ¦давление; ¦открытие, закры-¦ ¦линейной части¦узле; ¦температура; ¦тие задвижек; ¦ ¦ ¦проход скребка; ¦потенциал "труба -¦деблокировка ¦ ¦ ¦положение задвижек; ¦земля"; ¦сигнала прохож- ¦ ¦ ¦перекос фаз; ¦давление датчиков ¦дения скребка; ¦ ¦ ¦авария задвижек; ¦СОУ ¦телефонный вы- ¦ ¦ ¦несанкционированное ¦ ¦зов; ¦ ¦ ¦проникновение; ¦ ¦управление ¦ ¦ ¦задвижка открывает- ¦ ¦разъединителями ¦ ¦ ¦ся; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦задвижка закрывает- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ся; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦режим управления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦задвижками; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦положение ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разъединителей ¦ ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦11. Конечный ¦положение задвижек; ¦давление; ¦- ¦ ¦пункт ¦повышение давления ¦расход ¦ ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦12. Станция ¦неисправность СКЗ; ¦потенциал "труба -¦включение, ¦ ¦катодной ¦положения (включен/ ¦земля", ток ¦отключение пита-¦ ¦защиты ¦отключен) ¦ ¦ния ¦ +--------------+--------------------+------------------+----------------+ ¦13. Узел учета¦положение задвижек; ¦давление; ¦- ¦ ¦нефти ¦подключение узла; ¦расход; ¦ ¦ ¦ ¦неисправность узла ¦температура; ¦ ¦ ¦ ¦учета; ¦вязкость; ¦ ¦ ¦ ¦несоответствие ¦плотность ¦ ¦ ¦ ¦параметров качества ¦ ¦ ¦ L--------------+--------------------+------------------+----------------- В таблице Г.1 для объектов МН приводится информация о состоянии контролируемых и управляемых объектов (телесигнализация), информация об измеряемых параметрах контролируемых или управляемых объектов (телеизмерение) и информация о положении или состоянии объектов управления (телеуправление). Г.2. Смысловое понимание параметров информации, передаваемой по системе телемеханики, представлено в таблице Г.2. Таблица Г.2 СМЫСЛОВОЕ ПОНИМАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ИНФОРМАЦИИ, ПЕРЕДАВАЕМОЙ ПО СИСТЕМЕ ТЕЛЕМЕХАНИКИ -----------------------T------------------------------T------------------------¬ ¦ Наименование ¦Смысловое понимание параметров¦ Условия появления ¦ ¦ параметров ¦ ¦ сигнала ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦1. Включен ¦Двигатель агрегата включен ¦Выключатель включен ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦2. Идет программа пус-¦Идет процесс пуска по цепочке:¦Сработала программа ¦ ¦ка ¦открытие задвижки на приеме - ¦пуска агрегата ¦ ¦ ¦включение двигателя - откры- ¦ ¦ ¦ ¦тие задвижки на выходе, или в ¦ ¦ ¦ ¦другой принятой последователь-¦ ¦ ¦ ¦ности ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦3. Готов к дистанцион-¦Агрегат подготовлен к включе- ¦Система автоматизации ¦ ¦ному управлению ¦нию или отключению из РДП ¦определила готовность к ¦ ¦ ¦ ¦дистанционному управле- ¦ ¦ ¦ ¦нию ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦4. Авария ¦Агрегат отключен собственной ¦Агрегат отключен по од- ¦ ¦ ¦защитой ¦ной из причин: ¦ ¦ ¦ ¦сработала защита по тем-¦ ¦ ¦ ¦пературе, по вибрации, ¦ ¦ ¦ ¦по осевому смещению; ¦ ¦ ¦ ¦отсутствие давления мас-¦ ¦ ¦ ¦ла, воды, воздуха; ¦ ¦ ¦ ¦повышенная утечка нефти;¦ ¦ ¦ ¦сработала электрическая ¦ ¦ ¦ ¦защита; ¦ ¦ ¦ ¦сработала защита по не- ¦ ¦ ¦ ¦соответствию положения ¦ ¦ ¦ ¦задвижек, незавершению ¦ ¦ ¦ ¦программы пуска или ¦ ¦ ¦ ¦остановка; ¦ ¦ ¦ ¦отсутствие напряжения ¦ ¦ ¦ ¦питания схем защиты ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦5. В горячем резерве ¦Агрегат находится в состоянии ¦Обеспечена совокупность ¦ ¦ ¦горячего резерва ¦условий: ¦ ¦ ¦ ¦ключ режима в положении ¦ ¦ ¦ ¦"резервный"; ¦ ¦ ¦ ¦выполнены условия готов-¦ ¦ ¦ ¦ности агрегата к пуску ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦6. Исчезновение напря-¦Сработала защита минимального ¦Сработало реле контроля ¦ ¦жения ¦напряжения на шинах 6 - 10 кВ,¦напряжения на всех сек- ¦ ¦ ¦отключающая выключатели на ¦циях шин 6 - 10 кВ ЗРУ ¦ ¦ ¦отходящих линиях, в т.ч. на- ¦ ¦ ¦ ¦сосных агрегатов. Защита сра- ¦ ¦ ¦ ¦батывает после длительного ис-¦ ¦ ¦ ¦чезновения напряжения (порядка¦ ¦ ¦ ¦9 с) ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦7. Сработала АЧР (ав- ¦Сработала защита по снижению ¦Сработало реле АЧР на ¦ ¦томатическая частотная¦частоты в энергосистеме, от- ¦любой секции шин 6 - 10 ¦ ¦разгрузка) ¦ключающая один или два маги- ¦кВ ЗРУ ¦ ¦ ¦стральных агрегата. Защита по-¦ ¦ ¦ ¦зволяет повторный пуск агрега-¦ ¦ ¦ ¦тов после восстановления но- ¦ ¦ ¦ ¦минального значения частоты ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦8. Сработал ПАП (по- ¦После кратковременного исчез- ¦Сработала схема ПАП в ¦ ¦очередный автоматиче- ¦новения напряжения на шинах ¦ЗРУ ¦ ¦ский пуск) ¦сработала программа поочеред- ¦ ¦ ¦ ¦ного пуска магистральных агре-¦ ¦ ¦ ¦гатов, по которой сначала от- ¦ ¦ ¦ ¦ключаются выключатели всех ¦ ¦ ¦ ¦работавших агрегатов (кроме ¦ ¦ ¦ ¦последнего по потоку), а затем¦ ¦ ¦ ¦они последовательно включают- ¦ ¦ ¦ ¦ся, обеспечивая исходный режим¦ ¦ ¦ ¦НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦9. Неисправность в ЗРУ¦Предупредительный сигнал о не-¦Сработало реле предупре-¦ ¦ ¦исправности оборудования ЗРУ, ¦дительной сигнализации в¦ ¦ ¦не вызывающий автоматического ¦ЗРУ ¦ ¦ ¦отключения (сигнал вызова де- ¦ ¦ ¦ ¦журного персонала в ЗРУ) ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦10. Авария в ЗРУ ¦Аварийный сигнал, фиксирую- ¦Сработало реле аварии в ¦ ¦ ¦щий отключение оборудования. ¦ЗРУ ¦ ¦ ¦По сигналу требуется срочно ¦ ¦ ¦ ¦направить персонал для приня- ¦ ¦ ¦ ¦тия мер ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦11. Сработал АСН (ав- ¦Для разгрузки энергосистемы в ¦Сработало реле АСН1, ¦ ¦томатический сброс ¦критических ситуациях срабаты-¦реле АСН2 в системе ¦ ¦нагрузки) ¦вает система автоматического ¦автоматики ЗРУ ¦ ¦ ¦удержания, которая дистанцион-¦ ¦ ¦ ¦но (по каналам телемеханики от¦ ¦ ¦ ¦энергодиспетчера) передает ко-¦ ¦ ¦ ¦манду АСН1. Эта команда прини-¦ ¦ ¦ ¦мается системой автоматики ¦ ¦ ¦ ¦НПС, которая отключает первый ¦ ¦ ¦ ¦по потоку агрегат. В случае ¦ ¦ ¦ ¦невосстановления нагрузки фор-¦ ¦ ¦ ¦мируется вторая команда АСН2 ¦ ¦ ¦ ¦на отключение второго агрегата¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦12. Волна понижения ¦Достижение скорости снижения ¦Сработал датчик скорости¦ ¦давления ¦давления на выходе НПС задан- ¦понижения давления ¦ ¦ ¦ной величины ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦13. Минимальное дав- ¦Устойчивое (по времени) сниже-¦Сработала защита по ¦ ¦ление на входе НПС ¦ние давления на входе НПС до ¦предельному давлению на ¦ ¦ ¦величины, по которой отключа- ¦входе НПС ¦ ¦ ¦ется первый по потоку агрегат ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦14. Максимальное дав- ¦Повышение давления в коллек- ¦Сработала защита по ¦ ¦ление в коллекторе ¦торе (до регулирующего органа)¦предельному давлению в ¦ ¦ ¦НПС до величины, по которой ¦коллекторе НПС ¦ ¦ ¦отключается первый по потоку ¦ ¦ ¦ ¦агрегат ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦15. Максимальное дав- ¦Повышение давления на выходе ¦Сработала защита по ¦ ¦ление на выходе НПС ¦НПС (за регулирующим органом) ¦предельному давлению на ¦ ¦ ¦до величины, по которой отклю-¦выходе НПС ¦ ¦ ¦чается первый по потоку агре- ¦ ¦ ¦ ¦гат ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦16. Аварийное отключе-¦Устойчивое (по времени) сниже-¦Сработала защита по ¦ ¦ние НПС по давлению ¦ние давления на входе НПС или ¦аварийному давлению на ¦ ¦ ¦повышение давления в коллекто-¦входе НПС или на выходе ¦ ¦ ¦ре на выходе НПС до предельной¦НПС ¦ ¦ ¦величины, по которой отключа- ¦ ¦ ¦ ¦ется вся НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦17. Режим управления ¦САР подготовлена к заданию ¦Ключ режима САР в ¦ ¦САР телемеханический ¦уставок регулирования из РДП ¦положении "дистанцион- ¦ ¦ ¦ ¦ный" ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦18. Вспомогательные ¦Включены вспомогательные сис- ¦Общий сигнал включения ¦ ¦системы включены ¦темы, обеспечивающие работу ¦маслосистемы (водонасо- ¦ ¦ ¦насосных агрегатов ¦сов, подпорной вентиля- ¦ ¦ ¦ ¦ции) ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦19. Насос откачки уте-¦Включен насос, откачивающий ¦Сигнал включения насоса ¦ ¦чек включен ¦нефть из резервуара-сборника ¦откачки утечек ¦ ¦ ¦на вход НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦20. Агрегаты работают ¦Насосные агрегаты НПС собраны ¦Сигнал полного открытия ¦ ¦параллельно ¦в технологическую схему: ¦задвижки, обеспечивающий¦ ¦ ¦последовательно соединенные ¦параллельную работу ¦ ¦ ¦первые два агрегата подключены¦агрегатов ¦ ¦ ¦параллельно двум другим после-¦ ¦ ¦ ¦довательно соединенным агре- ¦ ¦ ¦ ¦гатам ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦21. Система сглажива- ¦ССВД на входе НПС отключена ¦Сигнал полного закрытия ¦ ¦ния волны давления ¦от магистрали ¦задвижки на линии к ССВД¦ ¦(ССВД) отключена ¦ ¦(двух и более линий) ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦22. Запрет дистанцион-¦Сигнал общестанционных защит, ¦Сигнал аварии по одной ¦ ¦ного запуска ¦по которым запрещается управ- ¦из причин: ¦ ¦ ¦ление НПС из РДП, МДП или опе-¦загазованность; ¦ ¦ ¦раторной НПС до ликвидации ¦пожар; ¦ ¦ ¦аварии и деблокировки защит со¦переполнение резервуара-¦ ¦ ¦щита оператора НПС ¦сборника утечек; ¦ ¦ ¦ ¦затопление насосной; ¦ ¦ ¦ ¦авария вспомогательных ¦ ¦ ¦ ¦систем; ¦ ¦ ¦ ¦отключение НПС аварийной¦ ¦ ¦ ¦кнопкой в насосной; ¦ ¦ ¦ ¦авария в ЗРУ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦23. Загазованность ¦Сохранение предельного или ¦Сигнал при сохранении ¦ ¦ ¦достижение аварийного уровня ¦предельного или достиже-¦ ¦ ¦загазованности в помещении ¦нии аварийного уровня ¦ ¦ ¦магистральной насосной или ¦загазованности ¦ ¦ ¦камеры регуляторов давления, ¦ ¦ ¦ ¦по которому аварийно отключа- ¦ ¦ ¦ ¦ется НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦24. Пожар ¦Срабатывание не менее двух ¦Сработала система ¦ ¦ ¦датчиков во взрывоопасных ¦пожарной сигнализации ¦ ¦ ¦помещениях, по которому ава- ¦ ¦ ¦ ¦рийно отключается НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦25. Затопление ¦Достижение верхнего уровня ¦Сигнал максимального ¦ ¦ ¦нефти в приямке помещения ¦уровня в приямке ¦ ¦ ¦магистральной насосной, по ко-¦ ¦ ¦ ¦торому аварийно отключается ¦ ¦ ¦ ¦НПС ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦26. Резервуар-сборник ¦Достижение аварийного уровня в¦Сигнал аварийного уровня¦ ¦утечек переполнен ¦резервуаре-сборнике, по кото- ¦в резервуаре-сборнике ¦ ¦ ¦рому аварийно отключается НПС ¦утечек ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦27. Вспомогательные ¦Неисправность одной из вспо- ¦Сигнал по одной из ¦ ¦системы неисправны ¦могательных систем, обеспечи- ¦причин: ¦ ¦ ¦вающих работу насосных агре- ¦неисправность рабочего ¦ ¦ ¦гатов, а также приточно-вытяж-¦маслонасоса, водонасоса ¦ ¦ ¦ной вентиляции ¦или подпорного вентиля- ¦ ¦ ¦ ¦тора; ¦ ¦ ¦ ¦неисправность рабочего ¦ ¦ ¦ ¦или резервного агрегата ¦ ¦ ¦ ¦приточно-вытяжной венти-¦ ¦ ¦ ¦ляции; ¦ ¦ ¦ ¦неисправность (авария) ¦ ¦ ¦ ¦системы подготовки ¦ ¦ ¦ ¦воздуха ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦28. Превышение макси- ¦Превышение максимума получасо-¦Срабатывание сигнала ¦ ¦мума мощности ¦вой мощности, установленной на¦превышения максимума ¦ ¦ ¦площадке ¦мощности от системы ИИСЭ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦29. Вспомогательные ¦Неисправность или авария ¦Сигнал неисправности или¦ ¦сооружения неисправны ¦вспомогательных сооружений ¦аварии одного из вспомо-¦ ¦ ¦(котельной, системы водоснаб- ¦гательных сооружений ¦ ¦ ¦жения, канализационной насос- ¦ ¦ ¦ ¦ной) ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦30. Система ИИСЭ ¦Неисправность системы учета ¦Сработал сигнал ¦ ¦неисправна ¦электроэнергии ИИСЭ ¦неисправности ¦ ¦ ¦ ¦системы ИИСЭ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦31. Дизель-генератор ¦Дизельная электростанция (ДЭС)¦Включился генератор ДЭС ¦ ¦включен ¦включилась при исчезновении ¦ ¦ ¦ ¦напряжения на одном из щитов ¦ ¦ ¦ ¦ЩСУ ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦32. Сработала защита ¦Сигнал автоматики резервуарно-¦Сработал сигнал защиты ¦ ¦по переливу или пре- ¦го парка о достижении аварий- ¦РП ¦ ¦вышению давления ¦ного уровня в одном из прием- ¦ ¦ ¦ ¦ных резервуаров или превышении¦ ¦ ¦ ¦давления в линии подачи нефти ¦ ¦ ¦ ¦в резервуарный парк ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦33. Неисправность ин- ¦Неисправность установленной в ¦Сработал сигнал ¦ ¦формационно-измери- ¦резервуарном парке системы ¦неисправности ¦ ¦тельной системы (ИИС) ¦учета нефти ¦системы ИИС ¦ ¦учета нефти ¦ ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦34. Узел учета неис- ¦Неисправность узла учета ¦Сработал сигнал ¦ ¦правен ¦нефти ¦неисправности УУН ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦35. Влагосодержание ¦Содержание воды в нефти пре- ¦Сработал сигнал влагоме-¦ ¦выше нормы ¦вышает заданную величину ¦ра при достижении устав-¦ ¦ ¦ ¦ки ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦36. Солесодержание ¦Содержание солей в нефти пре- ¦Сработал сигнал солемера¦ ¦выше нормы ¦вышает заданную величину ¦при достижении уставки ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦37. Минимальное давле-¦Снижение давления за узлом ¦Сработал датчик давления¦ ¦ние за узлом учета ¦учета до установленного значе-¦за узлом учета ¦ ¦ ¦ния ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦38. Неисправность ¦Сигнал неисправности по одной ¦Сработал сигнал ¦ ¦на узле (линейной ¦из причин: ¦неисправности узла ¦ ¦части) ¦сработала охранная сигнализа- ¦ ¦ ¦ ¦ция; ¦ ¦ ¦ ¦перевод ключа управления за- ¦ ¦ ¦ ¦движкой в положение "местное";¦ ¦ ¦ ¦исчезновение напряжения в це- ¦ ¦ ¦ ¦пях управления задвижкой ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦39. Неисправность СКЗ ¦Сигнал неисправности по одной ¦Сработал сигнал ¦ ¦ ¦из причин: ¦неисправности ¦ ¦ ¦неисправность СКЗ; ¦ ¦ ¦ ¦нарушение изоляционного покры-¦ ¦ ¦ ¦тия трубы; ¦ ¦ ¦ ¦снижение защитного потенциала ¦ ¦ ¦ ¦на участке трубопровода ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦40. Телефонный вызов ¦Вызов телефонного разговора ¦Сработало реле местной ¦ ¦ ¦между КП линейной телемеханики¦автоматики при появлении¦ ¦ ¦и ПУ линейной телемеханики ¦сигнала ¦ ¦ ¦ ¦на ПУ линейной телемеха-¦ ¦ ¦ ¦ники ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦41. Задвижка открыта ¦Задвижка узла подключения НПС,¦Сработал концевой выклю-¦ ¦ ¦резервуарного парка или на ли-¦чатель полного открытия ¦ ¦ ¦нейной части МН открыта для ¦при переходе задвижки из¦ ¦ ¦потока нефти ¦промежуточного положения¦ ¦ ¦ ¦в положение полного от- ¦ ¦ ¦ ¦крытия ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦42. Задвижка в проме- ¦Задвижка приоткрыта для потока¦Сработал концевой выклю-¦ ¦жуточном положении ¦нефти ¦чатель полного закрытия ¦ ¦ ¦ ¦(открытия) при переходе ¦ ¦ ¦ ¦задвижки из состояния ¦ ¦ ¦ ¦полного закрытия (откры-¦ ¦ ¦ ¦тая) в промежуточное по-¦ ¦ ¦ ¦ложение ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦43. Задвижка закрыта ¦Задвижка узла подключения НПС,¦Сработал концевой выклю-¦ ¦ ¦резервуарного парка или на ли-¦чатель полного закрытия ¦ ¦ ¦нейной части МН закрыта для ¦при переходе задвижки из¦ ¦ ¦потока нефти ¦промежуточного положения¦ ¦ ¦ ¦в положение полного зак-¦ ¦ ¦ ¦рытия ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦44. Скребок прошел ¦Скребок прошел через контроль-¦Сигнал о прохождении ¦ ¦(принят, запущен) ¦ный пункт: в камере приема и ¦скребка ¦ ¦ ¦пуска скребка (на НПС, конеч- ¦ ¦ ¦ ¦ном пункте или линейной части ¦ ¦ ¦ ¦МН) ¦ ¦ +----------------------+------------------------------+------------------------+ ¦45. Неисправность ли- ¦Сигнал формируется на КП ¦Сработал сигнал ¦ ¦нейной телемеханики ¦станционной телемеханики, че- ¦неисправности линейной ¦ ¦ ¦рез который ретранслируется ¦телемеханики ¦ ¦ ¦информация от линейной теле- ¦ ¦ ¦ ¦механики ¦ ¦ L----------------------+------------------------------+------------------------- Приложение Д (рекомендуемое) РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ ПО УРОВНЯМ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ Д.1. Объем контролируемых параметров по объектам автоматизации и распределение их по уровням диспетчерского управления приведены в таблице Д.1. Таблица Д.1 ОБЪЕМ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ ПО УРОВНЯМ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ -----------------------------------------------T-----------------¬ ¦ Наименование параметров ¦Уровни управления¦ ¦ +----T-----T------+ ¦ ¦РДП ¦ ТДП ¦ ЦДП ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ НПС (ПНС) ¦ +----------------------------------------------T----T-----T------+ ¦1. Давление на входе и выходе НПС ¦+ ¦КТ ¦КТ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦2. Давление на входе и выходе ПНС ¦+ ¦КТ ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦3. Давление после МНА (ПНА) ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦4. Давление на входе камеры регулирования ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦5. Давление на входе и выходе узла подключения¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ ¦НПС ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦6. Падение давления на фильтрах ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦7. Расход на выходе НПС (ПНС) ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦8. Активная и реактивная мощность на вводах ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ ¦НПС (ПНС) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦9. Активная и реактивная мощность МНП, ПНА ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦10. Ток МНА, ПНА ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦11. Вибрация МНА, ПНА ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦12. Сигналы состояния НПС (ПНС) (работа, ¦+ ¦КТ ¦КТ ¦ ¦отключена, авария) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦13. Сигналы состояния МНА, ПНА (включен, ¦+ ¦КТ ¦(+) ¦ ¦отключен) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦14. Режим управления МНА, ПНА (местный, ¦+ ¦КТ ¦(+) ¦ ¦дистанционный) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦15. Состояние задвижек НПС (ПНС) ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦16. Сигнал контроля прохождения ОУ ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦17. Авария НПС, ПНС (обобщенный сигнал) ¦+ ¦КТ ¦КТ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦18. Аварийные сигналы НПС (ПНС) ¦+ ¦+ ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦19. Аварийные сигналы МНА, ПНА ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦20. Аварийные сигналы вспомогательных систем ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦21. Аварийные сигналы энергосистемы ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦22. Аварийные сигналы маслосистемы ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦23. Аварийные сигналы средств пожаротушения ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦24. Аварийный сигнал затопления насосной ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦25. Аварийные сигналы контроля загазованности ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦26. Аварийные сигналы регулятора давления ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦27. Аварийные сигналы по работе автоматики ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ Узлы учета нефти ¦ +----------------------------------------------T----T-----T------+ ¦1. Расход через УУН ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦2. Расход через пункт приема-сдачи нефти ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦3. Расход на входе РП ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦4. Температура нефти ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦5. Плотность нефти ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦6. Вязкость нефти ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦7. Количество принятой и отгруженной нефти ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ Линейные узлы ¦ +----------------------------------------------T----T-----T------+ ¦1. Давление в контролируемых точках ¦+ ¦+ ¦+ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦2. Потенциал катодной защиты ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦3. Аварийные сигналы ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦4. Информация по утечке на нефтепроводе ¦+ ¦+ ¦+ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦5. Сигналы по состоянию задвижек ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦6. Сигналы по контролю прохождения ОУ ¦+ ¦(+) ¦(+) ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ Резервуарные парки ¦ +----------------------------------------------T----T-----T------+ ¦1. Масса нефти брутто в резервуарах (в т.ч. по¦+ ¦- ¦- ¦ ¦сортам) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦2. Масса нефти нетто в резервуарах (в т.ч. по ¦+ ¦+ ¦+ ¦ ¦сортам) ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦3. Свободный объем в РП ¦+ ¦+ ¦+ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦4. Количество принятой и отгруженной нефти ¦+ ¦+ ¦+ ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦ Системы локальной автоматики и каналы связи ¦ +----------------------------------------------T----T-----T------+ ¦1. Отказы с точностью до подсистемы ¦+ ¦(+) ¦- ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦2. Отказы с точностью до группы параметров ¦+ ¦(+) ¦- ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦3. Отказы каналов связи по направлениям ¦+ ¦(+) ¦- ¦ +----------------------------------------------+----+-----+------+ ¦(+) - реализуются по запросу; ¦ ¦КТ - реализуются по контрольным точкам. ¦ L----------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------ -------------------- Автор сайта - Сергей Комаров, scomm@mail.ru