РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями: Аварийное значение параметра - значение параметра состояния технологического оборудования или параметра режима работы нефтепровода (состояния объекта), которое характеризует возможность возникновения аварийной ситуации. Аварийное событие – факт регистрации аварийного значения контролируемого параметра или аварийного состояния объекта, требующий выполнения алгоритма автоматической защиты. Автоматизированная система - система, состоящая из оперативного персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных требований. Автоматическая защита - управляющая функция автоматизированной системы, сформированная без участия оператора, цель выполнения которой состоит в том, чтобы предотвращать переход технологического объекта управления (технологического процесса) в состояние, характеризуемое повышенным риском опасности, или снижать потери от перехода в такое состояние. Автоматическое включение резерва - управляющая функция автоматизированной системы, сформированная без участия оператора, обеспечивающая поддержание показателей технологического процесса (состояния системы) в пределах нормативных значений за счет автоматического включения резервного агрегата. Автоматическое повторное включение - управляющая функция автоматизированной системы, сформированная без участия оператора, обеспечивающая автоматическое повторное включение отключенных (при кратковременном понижении или исчезновении напряжения) электроприводов агрегатов вспомогательных систем после восстановления в течение установленного времени нормативных значений параметров питающего напряжения. Автоматическое управление - управляющее воздействие, сформированное без участия оператора в соответствии с проектным алгоритмом работы системы управления. Автономное поддержание заданного режима - обеспечение средствами автоматики режима функционирования технологического объекта и его защиту без внешних управляющих воздействий. Агрегатная защита - функция системы автоматизации, реализующая технологию автоматического отключения агрегата и воздействие на технологически связанное с ним оборудование при возникновении аварийного события данного агрегата. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 11 из 153 Блок ручного управления - комплекс программно-технических средств, обеспечивающих ручное дистанционное управление оборудованием, автономную световую и звуковую сигнализацию, приведение контролируемого объекта в безопасное состояние при отказе основной схемы контроля и управления. Блокировка управления – функция системы автоматизации, запрещающая выполнение команд управления оборудованием при наличии соответствующих условий. Быстродействие исполнительного механизма – полное время перемещения исполнительного механизма между крайними положениями. Верхний уровень системы автоматизации - комплекс программно-технических средств, предназначенный для приема и отображения (визуализации) информации о состоянии объекта, технологического процесса, формирования команд оперативного управления, архивирования информации о событиях, формирования базы данных. Визуальная сигнализация - система визуальных сигналов (мнемосимволов), а также устройства для их отображения (мониторы АРМ). Время отклика датчика (постоянная времени) – промежуток времени от момента скачкообразного изменения значения измеряемого физического параметра на входе датчика до момента установления выходного сигнала датчика, соответствующего 63,2 % величины произведённого изменения. Вспомогательные емкости – емкости вспомогательных систем (емкости сбора утечек нефти и дренажа, резервуары для хранения топлива, резервуары противопожарного запаса воды и пр.). Выдержка времени срабатывания защиты – интервал времени от момента достижения контролируемым параметром аварийного (предельного) значения до момента начала выполнения автоматических защитных действий при условии, что в течение этого времени параметр сохраняет аварийное (предельное) значение. Длительность времени при контроле исполнения команды – установленный интервал времени от момента подачи команды, в течение которого производится автоматический контроль признаков исполнения команды. Деблокировка защиты – снятие блокировки управления оборудованием, вызванной срабатыванием защиты, после ликвидации условий ее возникновения. Дистанционное управление - управляющее воздействие, сформированное с применением систем и средств автоматики или телемеханики. Задвижка между ПНС и МНС – задвижка, установленная на трубопроводе между ПНС и МНС, обеспечивающая отсечение ПНС от МНС. Задвижка на входе МНА – задвижка, установленная на трубопроводе перед МНА по потоку нефти. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 12 из 153 Задвижка на входе МНС – задвижка, установленная на входном трубопроводе МНС, обеспечивающая отсечение МНС от линейной части МН. Задвижка на входе РП – задвижка, установленная на входном трубопроводе, обеспечивающая отсечение РП от линейной части МН. Задвижка на входе ПНА – задвижка, установленная на трубопроводе перед ПНА по потоку нефти. Задвижка между ПНС и РП – задвижка, установленная на входном трубопроводе ПНС, обеспечивающая отсечение ПНС от РП. Задвижка на выходе МНА – задвижка, установленная на трубопроводе после МНА по потоку нефти. Задвижка на выходе МНС – задвижка, установленная на выходном трубопроводе МНС, обеспечивающая отсечение МНС от линейной части МН. Задвижка на выходе ПНА – задвижка, установленная на трубопроводе после ПНА по потоку нефти. Измерительный преобразователь – техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи. Камеры пуска-приема, пропуска средств очистки и диагностики - устройства с технологической обвязкой нефтепроводов и запорной арматурой для пуска или приема, пропуска технических устройств в потоке нефти. Квитирование сигнала (сообщения) – процедура подтверждения оператором (диспетчером) факта восприятия сообщения, сигнализации или запроса, сформированного системой автоматизации (системой диспетчерского контроля). Контроль технологического процесса – сбор информации, проверка соответствия характеристик, режимов и других показателей технологического процесса установленным требованиям (нормативам) и формирование сигнализации при их несоответствии. Максимальное рабочее давление насосного агрегата – давление, развиваемое агрегатом при нулевой производительности. Местное управление (управление по месту) - управляющее воздействие, сформированное с применением пультов управления, кнопок, размещенных в непосредственной близости от технологического оборудования. Метрологическая характеристика средства измерений - характеристика одного из свойств средства измерений, влияющая на результат измерений и его погрешность. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 13 из 153 Метрологический отказ средства измерений - выход метрологической характеристики средства измерений за установленные пределы. Наработка до отказа - наработка средств измерений, сигнализаторов, средств автоматики и телемеханики от начала эксплуатации до возникновения первого отказа. Неноминальный режим работы насоса - установившийся режим работы насоса вне предпочтительного интервала подач. Нестационарный режим работы насоса - неустановившийся режим работы насоса после запуска. В нестационарном режиме магистральный насос работает первые 300 секунд после пуска. Нижний концентрационный предел распространения пламени - минимальное содержание горючего газа или пара в воздухе, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника огня. Номинальный режим работы насоса - установившийся режим работы насоса в предпочтительном интервале подач внутри рабочего интервала. Общее укрытие магистральных агрегатов - технологическое помещение, в котором совместно размещены насосы и их приводы. Общестанционная защита - функция системы автоматизации, реализующая технологию автоматической защиты оборудования НПС, РП, СИКН, линейной части МН при возникновении аварийного события. Оперативное сообщение – информационное сообщение, формируемое системой автоматизации (системой диспетчерского контроля и управления) в режиме реального времени на экране АРМ, содержащее информацию о зарегистрированном в СА событии и времени его регистрации. Предельное значение параметра - значение контролируемого параметра, предшествующее аварийному. Действия системы автоматизации при достижении предельного значения направлены на предупреждение достижения контролируемым параметром аварийного значения. Программа остановки – установленная последовательность действий при остановке МНА, ПНА. Программа пуска – установленная последовательность действий при пуске МНА, ПНА. Сигнализатор - техническое средство, предназначенное для формирования дискретного сигнала о наличии или отсутствии определенного значения физической величины. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 14 из 153 Система автоматического регулирования давления - комплекс программно- технических средств, предназначенных для автоматического регулирования давления на входе и выходе НПС в соответствии с заданием. Система обнаружения утечек - комплекс программно - технических средств, предназначенный для контроля герметичности линейной части нефтепровода. Скорость заполнения резервуара – изменение в единицу времени уровня нефти в резервуаре при его заполнении. Скорость опорожнения резервуара – изменение в единицу времени уровня нефти в резервуаре при его опорожнении. Стационарный режим работы насоса - установившийся режим работы насоса. В стационарный режим работы магистральный насос переходит через 300 секунд после пуска. Управление (управляющее воздействие) - функция автоматизированной системы, предназначенная для формирования воздействий на исполнительный механизм (технологический процесс), которые изменяют его состояние по заданным алгоритмам. Централизованный контроль и управление - технология информационного обмена, позволяющая выполнять функции контроля и управления территориально распределенным технологическим процессом (объектом) централизованно из единого пункта управления. Шкала средства измерений - часть показывающего устройства средства измерений, представляющая собой упорядоченный ряд отметок вместе со связанной с ними нумерацией. Кроме этого, в настоящем документе использованы термины, которые соответствуют: − РД-06.02-72.60.00-КТН-009-1-05. АСУТП и ПТС Компании. Термины и определения; − РД-23.040.00-КТН-110-07. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования; − РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05. Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть»; − ГОСТ 27.002-89. Надежность техники. Основные понятия. Термины и определения; − ГОСТ 34.003-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 15 из 153 4 СОКРАЩЕНИЯ АВР − автоматическое включение резерва АВО − агрегат воздушного (водяного) охлаждения АПВ – автоматическое повторное включение АРМ − автоматизированное рабочее место АСКУЭ − автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии АСУ ПТ − автоматизированная система управления пожаротушением АСУ ТП − автоматизированная система управления технологическим процессом АСТУЭ − автоматизированная система технического учёта электроэнергии АСУЭ − автоматизированная система управления энергоснабжением АЦП − аналого-цифровой преобразователь АЧР − автоматическая разгрузка по частоте БИЛ − блок измерительных линий БИК − блок измерения показателей качества нефти БРУ − блок ручного управления ВВ − высоковольтный выключатель ДО МН − дочернее общество ОАО «АК «Транснефть», оператор системы магистральных трубопроводов ДЭС − дизельная электростанция ЗРУ − закрытое распределительное устройство ИБП − источник бесперебойного питания КП ТМ − контролируемый пункт системы телемеханизации КППСОД − камера пуска-приема СОД КТП − комплектная трансформаторная подстанция ЛВС − локальная вычислительная сеть ЛПДС − линейная производственно-диспетчерская станция ЛТМ − линейная телемеханика ЛЭП − линия электропередачи МДП − местный диспетчерский пункт МН − магистральный нефтепровод МНА − магистральный насосный агрегат МНС − магистральная насосная станция МНСЗ – магистральная насосная станция закрытого исполнения МНСО – магистральная насосная станция открытого исполнения МПСА − микропроцессорная система автоматики НКПРП − нижний концентрационный предел распространения пламени НБ − нефтебаза ННСЗ − наливная насосная станция закрытого исполнения НПС − нефтеперекачивающая станция ПКУ − пункт контроля и управления ПЛК − программируемый логический контроллер ПНА − подпорный насосный агрегат ПНС − подпорная насосная станция ПНСЗ – подпорная насосная станция закрытого исполнения ПНСО – подпорная насосная станция открытого исполнения ПСП − приемо-сдаточный пункт ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 16 из 153 ПУЭ − правила устройства электроустановок РДП − районный диспетчерский пункт РП − резервуарный парк СА − система автоматизации САР − система автоматического регулирования СДКУ − система диспетчерского контроля и управления СИ − средство измерений СИКН − система измерений количества и показателей качества нефти СКЗ − станция катодной защиты СОД − средство очистки и диагностики СОУ − система обнаружения утечек СППК − специальный пружинный предохранительный клапан ССВД − система сглаживания волны давления ССН − станция смешения нефти СШ − секция шины ЗРУ, КТП или ЩСУ ТДП − территориальный диспетчерский пункт ТИ – телеизмерение ТМ – система телемеханизации ТПУ – трубопоршневая поверочная установка ТР – телерегулирование ТС – телесигнализация ТУ – телеуправление УДЗ – устройство дренажной защиты УППС – узел приема-пуска средств очистки и диагностики ФГУ − фильтры-грязеуловители ЦДП − центральный диспетчерский пункт ЧРП − частотно-регулируемый привод ЩСУ − щит станции управления ЭД − электродвигатель ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 17 из 153 5 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО АВТОМАТИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ МН 5.1 Общие требования к системам автоматизации и телемеханизации технологических объектов МН 5.1.1 Технологические системы автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов (МН) должны обеспечивать: − контроль состояния и управление технологическим оборудованием МН из операторной, МДП, РДП, ТДП ДО МН; − автоматическую защиту и блокировку управления технологическим оборудованием МН; − автоматическую защиту линейной части МН от превышения давления; − автоматическое регулирование давления, расхода, температуры и показателей качества нефти; − регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования МН; − связь с другими системами автоматизации и информационными системами; − устойчивую работу вспомогательных систем НПС при отключениях одного источника электроснабжения. 5.1.2 Оборудование, установленное на объектах МН (системы связи, системы энергоснабжения, технологическое оборудование и т.д.), должно обеспечивать возможность автоматизации и телемеханизации объектов МН. 5.1.3 Объектами автоматизации и телемеханизации на МН являются: − головные нефтеперекачивающие станции с РП (с подпорными и магистральными насосными и резервуарными парками); − промежуточные нефтеперекачивающие станции с РП (с подпорными и магистральными насосными и резервуарными парками); − промежуточные нефтеперекачивающие станции с магистральными насосными; − нефтебазы с наливными насосными станциями; − приемо-сдаточные пункты нефти; − станции смешения нефти; − сливо-наливные эстакады; − нефтеналивные причалы перегрузочных комплексов; − пункты подогрева нефти; − вспомогательные инженерные сооружения, обеспечивающие работу технологических объектов транспортировки и хранения нефти; − линейная часть МН. 5.1.4 Для объектов МН, по которым перекачивается высоковязкая нефть, в дополнение к основным положениям, указанным в настоящем РД, проектом должны быть определены требования к автоматизации пунктов подогрева нефти и режимам ее транспортировки. Данные требования устанавливаются в соответствии с фактическими свойствами нефти. 5.1.5 Автоматизация эстакад для слива-налива нефти должна выполняться в соответствии с "Нормами технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз)" ВНТП-5, ВУП СНЭ-87 «Ведомственные указания по проектированию железнодорожных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 18 из 153 сжиженных углеводородных газов», другой действующей нормативно-технической документацией в данной области. 5.1.6 Автоматизация нефтеналивных причалов перегрузочных комплексов должна выполняться в соответствии с РД 31.3.05-97 "Нормы технологического проектирования морских портов", ВСН 12-87 «Причальные комплексы для перегрузки нефти и нефтепродуктов. Противопожарная защита. Нормы проектирования», другой действующей нормативно-технической документацией в данной области. 5.1.7 Автоматизация и телемеханизация объектов МН должна выполняться на базе типовых решений, типовых проектов, утвержденных ОАО «АК «Транснефть». 5.1.8 При проектировании, разработке и эксплуатации систем автоматизации и телемеханизации объектов магистральных нефтепроводов кроме требований настоящих норм должны выполняться требования: − действующего законодательства Российской Федерации; − нормативных документов федеральных надзорных органов (организаций); − нормативных документов, действующих в системе ОАО «АК «Транснефть»; − нормативно-технической документации и технических условий на оборудование конкретного типа, если они не предусмотрены настоящими нормами. При наличии различий между требованиями этих документов, должны учитываться более жесткие требования. |