Приложение к приказу

ОАО «АК Транснефть»

№ 82 от 12.09.2001 г.

Министерство энергетики Российской Федерации

АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

РД 153-39.4-087-01

Документ разработан

Институтом проблем транспорта энергоресурсов

(ИПТЭР)

Директор ИПТЭР, академик АН РБ А. Г. Гумеров

вице-президент ОАО «АК Транснефть» Ю. В. Лисин Зам. начальника департамента информационных технологий  С. Н. Столбов

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 № 10-03/324 от 28.04.2001 г.)

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 15 сентября 2001 г.

ЛИСТ СОГЛАСОВАНИЙ

РД 153-39.4-087-01

Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов.
Основные положения

Директор ИПТЭР,

академик АН РБ                                                                                          А. Г. Гумеров

Зам. директора ИПТЭР,

д-р. техн. наук                                                                                              Р. С. Гумеров

Зав. отделом «Стандартизации»                                                               Р. Р. Хуснутдинов

Зав. отделом № 4,

д-р. техн. наук                                                                                              С. Г. Бажайкин

Руководитель разработки,

зам. зав. отделом № 4,

канд. техн. наук                                                                                           А. М. Акбердин

Ответственные исполнители:

ведущий инженер                                                                                        В. В. Баженов

ведущий научный сотрудник,

канд. техн. наук                                                                                           А. И. Белов

СОГЛАСОВАНО Госгортехнадзор России

Письмо № 10-03/324 от 28.04. 2001 г.

СОДЕРЖАНИЕ

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 приемноконтрольные 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 Федерального Закона "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 насосных 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 защитой 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 в зависимости 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 составлять 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 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 переменного тока напряжением  В и частотой (50 ± 1) Гц 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 (IEC) 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 мм².

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 м³ 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 или 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

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.

Вероятность трансформации команд не должна превышать 10^-14, вероятность образования ложной команды должна быть не более 10^-12.

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.

Вероятность трансформации команд не должна превышать 10^-14, вероятность образования ложной команды должна быть не более 10^-12.

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 быть не более 10^-4.

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 автоматизированную систему управления транспортом нефти, связь с которой осуществляется по локальной вычислительной сети.

6.3 Требования к системе в целом

6.3.1 Режим функционирования системы - круглосуточный, непрерывный.

Оперативные задачи подсистемы РАИС должны функционировать с периодичностью 2 часа, смена, сутки, по запросам.

6.3.2 Подсистема ОДКУ должна обеспечивать прием информации от системы автоматики НПС, выполнять проверку работоспособности средств связи между уровнями системы и компонентами системы.

6.3.3 Требования к надежности системы:

- показатели надежности системы должны удовлетворять требованиям ГОСТ Р МЭК 870-4;

- вероятность безотказной работы системы (выполнения функций) за 1000 часов должна быть не менее:

- по программному управлению - 0,9;

- по измерению и отображению информации - 0,85.

6.3.4 Показатели назначения:

- система должна сохранять свое назначение при отклонении параметров объекта контроля и управления в пределах, допускающих его работоспособность, эффективную и безопасную эксплуатацию.

6.3.5 Требования к передаче информации

Информация по контрольным точкам нефтепровода должна предоставляться с запаздыванием не более 1 мин диспетчеру ТДП и не более 3 мин диспетчеру ЦДП.

Информация о состоянии технологических объектов нефтепровода по запросам должна предоставляться с запаздыванием не более 5 мин диспетчеру ТДП и не более 5 мин диспетчеру ЦДП.

Показатели достоверности передачи информации в системе должны соответствовать ГОСТ Р МЭК 870-4.

В системе диспетчерского контроля должно устанавливаться единое московское астрономическое время.

Выполнение функций с участием диспетчера не должно приостанавливать процесс сбора, обработки и контроля технологических параметров.

Объем контролируемых параметров по объектам автоматизации и распределение их по уровням диспетчерского управления приведены в таблице Д.1 Приложения Д.

В системе могут применяться типы данных в соответствии с типами данных протокола, разработанного на основании МЭК 870-5 по ГОСТ Р МЭК 870-5-1.

6.4 Требования к системе обнаружения утечек

6.4.1 Сбор информации с линейной части МН (давление, температура, состояние задвижек, сигнализация прохождения скребка, расход в точках отбора нефти и т.д.) в СОУ осуществляется по системе телемеханики.

6.4.2 СОУ может являться программным комплексом, функционирующим совместно с системой ОДКУ.

СОУ должна выполнять следующие основные функции:

- определение нарушения герметичности магистрального нефтепровода и оповещение дежурного персонала;

- определение места нарушения герметичности нефтепровода;

- контроль и обеспечение обмена данными с системой ОДКУ;

- выявление неисправных измерительных каналов (датчиков);

- ведение журналов контроля состояния нефтепровода и соответствующих архивов.

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 магистральный 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 м² 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

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

В.3 Перечень параметров контроля и защиты магистральной насосной приведен в таблице В.3.

Таблица В.3 - Перечень параметров контроля и защиты магистральной насосной

В.4 Перечень параметров контроля и защиты резервуарного парка приведен в таблице В.4.

Таблица В.4 - Перечень параметров контроля и защиты резервуарного парка

В.5 Во время выполнения программы пуска или остановки магистральных агрегатов защиты по вибрации и по осевому смещению радиально-упорного 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

В таблице Г.1 для объектов МН приводится информация о состоянии контролируемых и управляемых объектов (телесигнализация), информация о 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

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