ВНТП 2-86. Нормы технологического проектировани. Министерство нефтяной промышленности (миннефтепром) нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов
 Скачать 423.5 Kb.
|
4. АВТОМАТИЗАЦИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ (АСУ ТП)4.1. При проектировании магистральных нефтепроводов должно предусматриваться создание АСУ ТП. Проект АСУ ТП выполняется в соответствии с Общеотраслевым руководящим методическим материалом. Для вновь строящихся нефтепроводов проект АСУ ТП разрабатывается в составе проекта первой очереди строительства. 4.2. Технологические схемы и технологическое, энергетическое и другие виды оборудования должны приниматься с учетом автоматизации и создания АСУ ТП. 4.3. Основными целями создания АСУ ТП являются: обеспечение транспортирования с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах; повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций; сокращение потерь при транспортировании и хранении; обеспечение качества поставляемых нефтей; осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат; сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода. 4.4. Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться один или несколько отдельных нефтепроводов или их эксплуатационных участков независимо от административного подчинения. Самостоятельная АСУ ТП может создаваться для НПС с крупным резервуарным парком или для перевалочной нефтебазы. 4.5. С целью повышения уровня эксплуатации и улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать информационно-управляющие пункты нескольких объектов в общем районном диспетчерском пункте (РДП). Рекомендуется с учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений предусматривать создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС в пределах Управления магистральными нефтепроводами (УМН). 4.6. Комплекс технических средств АСУ ТП должен включать: вычислительный комплекс совместно с устройствами ввода, представления и регистрации информации; устройства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений; системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, узлов учета, линейной части, пунктов приема и сдачи; средства связи и аппаратуру передачи данных. 4.7. Состав технических средств и их технические характеристики (быстродействие, надежность, точность выполнения функции и т.п.) принимаются в соответствии с требованиями организации-разработчика АСУ ТП. 4.8. Магистральные насосные должны быть оснащены устройствами автоматической защиты. Перечень параметров защиты устанавливается отраслевыми нормативными документами. 4.9. Защита магистральной насосной по максимальным давлениям должна настраиваться на значение не выше 1,1 от рабочего давления. 4.10. Задание автоматическому регулятору давления на выходе должно равняться величине рабочего давления, а регулятору на приеме - величине минимального давления на входе первого насоса при максимальной на данный период эксплуатации подаче. 4.11. В закрытых помещениях со взрывоопасными зонами должен предусматриваться автоматический контроль уровня загазованности, возникновения пожара и затопления. 5. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ5.1. Схема внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ и выше нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов должны разрабатываться специализированными институтами Минэнерго СССР. 5.2. При проектировании схем внешнего электроснабжения должны предусматриваться меры по обеспечению бесперебойной работы НПС при кратковременных перерывах электроснабжения, вызванных короткими замыканиями, действием автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР) и т.п., в частности, меры по обеспечению пуска и самозапуска насосных агрегатов в минимальном и максимальном режимах работы энергосистемы. Необходимые для расчетов технические требования и исходные данные предоставляются заказчиком. При разработке перспективных схем развития энергосистемы должны учитываться электрические нагрузки, предусмотренные схемами развития нефтепроводов. 5.3. Схемы внешнего электроснабжения п.п. 5.1., 5.2.) рассматриваются и утверждаются Миннефтепромом по согласованию с Минэнерго СССР. В протоколах рассмотрения схем следует указывать долевое участие по финансированию, сроки ввода объектов внешнего электроснабжения НПС, а также объектов энергосистемы, ввод или расширение которых необходимы по условиям обеспечения надежного электроснабжения магистральных нефтепроводов. Утвержденные схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов являются основанием для выдачи энергосистемами Минэнерго СССР технических условий на присоединение. 5.4. Схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов следует выполнять и утверждать до начала разработки проектов магистральных нефтепроводов. 5.5. Стадийная проектная документация по объектам внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов должна выполняться: 5.5.1. Специализированными институтами Минэнерго СССР: 1) по линиям электропередачи напряжением 110 кВ и выше; 2) по подстанциям 35 кВ и выше энергосистем, ввод и расширение которых необходим по условиям обеспечения надежного электроснабжения НПС; 3) по подстанциям напряжением 110 кВ и выше при НПС, за исключением технологических и совмещенных РУ-6(10) кВ и токопроводов к этим РУ. В объем проектирования этих подстанций входит: 1) разъединитель, устанавливаемый между токопроводом и трансформатором подстанции; 2) кабели релейной защиты и автоматики между ОПУ подстанции и РУ-6(10) кВ при НПС; 3) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от ОПУ до границы подстанции; 4) релейная защита, автоматика и телемеханика подстанций; 5) трансформатор собственных нужд подстанции. 5.5.2. Институтами, проектирующими технологические объекты: 1) по линиям электропередачи напряжением до 35 кВ, предназначенным для питания подстанции при НПС; 2) по подстанциям напряжением до 35 кВ при НПС, включая технологические и совмещенные РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ; 3) по технологическим и совмещенным РУ-6(10) кВ и токопроводам к этим РУ подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше. В объем проектирования этих РУ входит: 1) релейная защита и автоматика электроснабжения РУ; 2) прокладка кабелей релейной защиты и автоматики от границы подстанции до РУ-6(10) кВ при НПС. 5.6. Проект подстанции при НПС напряжением 110 кВ и выше с тремя напряжениями, из которых среднее напряжение предназначено для развития электрических сетей энергосистемы, следует выполнять в полном объеме. Для таких подстанций поставка и монтаж РУ среднего напряжения организациями Миннефтепрома не производится. 5.7. В РУ-6(10) кВ НПС следует предусматривать не более четырех ячеек отходящих линий для сторонних потребителей. Величина мощности, отпускаемой с шин 6(10) кВ сторонним потребителям, должна учитываться при проектировании подстанции и выборе мощности трансформаторов. При количестве ячеек отходящих линий, требуемых для питания сторонних потребителей, более четырех, на подстанциях должно сооружаться собственное РУ-6 (10) кВ. В том случае в РУ-6(10) кВ НПС ячейки для сторонних потребителей не предусматриваются. 5.8. Категория электроприемников и НПС в целом по степени обеспечения надежности электроснабжения принимается по табл.6. Таблица 6
5.9. Подстанции при НПС должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. 5.10. НПС, относящиеся по степени надежности электроснабжения к первой категории, должны получать питание не менее чем по двум одноцепным ВЛ независимо от их протяженности, а НПС, относящиеся ко второй категории - по одной двухцепной ВЛ.. 5.11. К двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим НПС, относящиеся к первой категории, допускается подключение трех подстанций, включая подстанции других потребителей. 5.12. При подключении технологических подстанций к одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием число промежуточных подстанций, подключаемых к ВЛ между опорными подстанциями для НПС, относящихся к первой категории, не должно быть более трех, включая подстанции других потребителей. При этом подстанции, питающие НПС, должны подключаться одвоцепными заходами, а прочие могут подключаться на ответвлениях. 5.13. К двуцепной ВЛ с двухсторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями для НПС, относящихся к первой категории, допускается подключение до пяти подстанций, включая подстанции других потребителей. 5.14. На подстанциях при НПС независимо от района их размещения и схемы присоединения к сети, следует применять схемы электрических соединений только с масляными выключателями. Применение отделителей и короткозамыкателей на этих подстанциях не допускается по условиям сохранения динамической устойчивости синхронных двигателей (п.п. 5.11., 5.12., 5.13.). 5.15. Присоединение подстанции при НПС к ВЛ, от которых питаются подстанции других потребителей, выполненные по упрощенным схемам с отделителями и короткозамыкателями, или последних к ВЛ, от которых питаются подстанции при НПС, допускается только при подтверждении расчетами обеспечения динамической устойчивости синхронных двигателей НПС. 5.16. Выбор единичной мощности трансформаторов 35-220/6-10 кВ следует производить с учетом обеспечения максимальной потребляемой мощности НПС, соответствующей проектной пропускной способности трубопровода, с учетом нормальных оперативных переключений насосных агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего), а также с учетом обеспечения нагрузок сторонних потребителей в режиме длительного отключения одного трансформатора. 5.17. Технологические РУ-6(10) кВ подстанций при НПС рекомендуется выполнять с одной системой шин, секционированной выключателем. 5.18. В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом Минэнерго СССР: 1) линий электропередачи, к которым присоединяются подстанции при НПС; 2) подстанций при НПС, за исключением технологических и совмещенных РУ-6(10)кВ и токопроводов к этим РУ; 3) линий электропередач, идущих от подстанций к сторонним потребителям; 4) кабелей релейной защиты и автоматики между РУ-6(10)кВ и подстанций при НПС; 5) полукомплектов высокочастотной связи, противоаварийной автоматики и сложных защит ВЛ-110 кВ и выше, если они устанавливаются в ОПУ подстанции при НПС, а также релейной защиты токопроводов. 5.19. В проектах следует предусматривать обслуживание персоналом заказчика: 1) технологических и совмещенных РУ-6(10)кВ; 2) токопроводов 6(10)кВ, идущих к технологическим и совмещенным РУ-6(10)кВ; 3) систем учета электроэнергии. 5.20. Граница раздела обслуживания должна быть предусмотрена: 1) по первичным цепям - на аппаратных зажимах токопроводов на разъединителе 6(10)кВ подстанции. Аппаратные зажимы обслуживаются персоналом НПС; 2) по вторичным цепям - на рядах зажимов РУ-6(10)кВ. 5.21. В составе технологических РУ-6(10)кВ следует предусматривать установку ячеек вводов с трансформаторами тока и трансформаторами напряжения, подключаемыми до вводного выключателя. Отгораживание этих ячеек от остальной части РУ не требуется. Трансформаторы собственных нужд НПС должны подключаться до вводных выключателей РУ-6(10)кВ НПС. 5.22. Подстанции при НПС, включая и телеуправляемые, оборудуются противоаварийной и системной автоматикой, в соответствии с действующими нормами. Объем релейной защиты и автоматики на присоединениях, питающих потребителей НПС, устанавливается ведомственными нормами. Объем релейной защиты и автоматики, имеющих системное значение, согласовывается с организациями Минэнерго СССР. Устройства релейной защиты, устанавливаемые в РУ-6(10)кВ НПС, должны отключать токи подпитки от высоковольтных двигателей при коротких замыканиях в сетях каждого класса напряжения. 5.23. При размещении объектов внешнего электроснабжения НПС в районах с минимальной температурой воздуха ниже минус 45°С следует применять оборудование холодностойкого исполнения (по ГОСТ 15150-69) и арктические изоляционные масла или предусматривать установку электрооборудования внутри помещений. 5.24. При установке на НПС синхронных двигателей должно предусматриваться автоматическое регулирование возбуждения. Коэффициент форсировки возбуждения не должен превышать максимальных значений, допустимых заводом-изготовителем. 5.25. Расстояние между технологическим (совмещенным) РУ-6(10) кВ и подстанцией при НПС не нормируется. Однако во всех случаях, где этому не препятствуют условия генерального плана и организация подходов ВЛ различного напряжения, расстояние между РУ и подстанцией следует принимать минимальным. 5.26. Институты Минэнерго СССР в проектах внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов предусматривают: 1) диспетчерскую связь и телемеханику между подстанцией при НПС и диспетчерским пунктом энергосистемы, как правило, по ВЧ каналам на ВЛ-35-220 кВ в соответствии с действующими нормами Минэнерго СССР; 2) кабель связи между подстанцией и узлом связи НПС и его обслуживание; 3) установку телефонного аппарата на подстанции, включенного в АТС узла связи НПС. 5.27. Проектные институты при проектирования магистральных нефтепроводов предусматривают: 1) включение абонентов подстанции в АТС узла связи НПС; 2) каналы связи на магистральных линиях Миннефтепрома для организации прямого телефонного канала диспетчерской связи между диспетчерским пунктом предприятия электрических сетей (ДПЭ) или энергосистемы и РДП нефтепровода - по отдельному заданию или по техническим условиям. 5.28. Вопросы совместного использования кабельных и радиорелейных линий связи нефтепровода, в том числе антенных сооружений, взаиморезервирование линий связи с долевым участием Минэнерго СССР в их сооружении должны рассматриваться по отдельным соглашениям. 5.29. Для электроснабжения электроприемников особой группы на каждой НПС следует предусматривать третий независимый источник питания. В качестве третьего независимого источника питания должны применяться дизельные электростанции (ДЭС) второй степени автоматизации (по ГОСТ 10032-80) на обслуживаемых НПС и третьей степени автоматизации на необслуживаемых НПС. Перечень электроприемников особой группы приведен в таблице 7. Таблица 7
Примечание: Таблица содержит примерный перечень электроприемников, которые могут быть отнесены к особой группе при соответствующем обосновании для конкретного объекта строительства. 5.30. Молниезащита и защита от статического электричества сооружений и зданий НПС должны выполняться в соответствии с СН 305-77 и "Правилами защиты от статического электричества и производных химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности". 5.31. Требования к учету электроэнергии в электроустановках НПС должны выполняться в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" и "Правилами пользования электрической и тепловой энергией". | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||