РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
5.2 Требования к уровням контроля и управления 5.2.1 Автоматизация и телемеханизация объектов МН должна обеспечивать функционирование следующих уровней контроля и управления: − уровень операторной; − уровень МДП; − уровень РДП; − уровень ТДП ДО МН; − уровень ЦДП ОАО АК «Транснефть». 5.2.2 Функции уровня операторной - контроль и управление оборудованием одной НПС, ПСП, вспомогательными инженерными сооружениями НПС, технологическим процессом транспортировки нефти на площадке НПС, ПСП и при отсутствии МДП контроль и управление объектами линейной части магистральных нефтепроводов в зоне ответственности НПС (ЛПДС). 5.2.3 Функции уровня МДП - контроль и управление оборудованием нескольких МНС, ПНС, вспомогательными инженерными сооружениями РП, НБ, ПСП, расположенными на одной площадке, технологическим процессом смешения нефти, наливом нефти на эстакаду с обеспечением взаимодействия указанных технологических объектов, контроль и управление объектами линейной части магистральных нефтепроводов в зоне ответственности НПС (ЛПДС). 5.2.4 Функции уровня РДП - контроль технологического процесса транспортировки нефти в пределах технологических участков МН, включая участки магистральных нефтепроводов, относящихся к смежным РДП, и управление в пределах установленных границ технологических участков МН для данного РНУ. 5.2.5 Функции уровня ТДП - контроль технологического процесса транспортировки нефти в пределах технологических участков МН, включая участки магистральных нефтепроводов, относящихся к смежным ТДП, и управление в пределах установленных границ технологических участков МН для данного ДО МН. 5.2.6 Функции уровня ЦДП - оперативные контроль и управление системой магистральных нефтепроводов по обеспечению приема нефти от производителей в ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 19 из 153 соответствии с графиком транспортировки и поставки нефти нефтеперерабатывающим предприятиям. 5.3 Общие технические требования 5.3.1 Применяемые на объектах МН системы и средства СА и ТМ должны иметь действующую разрешительную документацию в полном объёме требований норм и стандартов РФ, включая разрешение на применение на объектах МН, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор РФ) в порядке и на условиях, установленных «Административным регламентом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах», быть включены установленным порядком в «Реестр технических условий, программ и методик приемо- сдаточных испытаний на продукцию, закупаемую группой компаний «Транснефть» («Реестр ТУ и ПМИ»). Допустимо наличие действующего разрешения на применение на объектах МН, выданного иным исполнительным органом власти РФ, правопреемником которого является Ростехнадзор РФ. 5.3.2 Все оборудование, эксплуатируемое во взрывоопасных зонах, должно иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее требованиям ГОСТ 51330.9, главы 7.3 ПУЭ для зон соответствующего класса при соответствующей категории и группе смеси и подтвержденное сертификатом, оформленным в соответствии с действующими нормами и правилами. 5.3.3 Средства автоматизации и телемеханизации в части устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды по исполнению для различных климатических районов и категорий размещения должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150*. 5.3.4 Системы автоматизации должны обеспечивать контроль напряжения на секциях шин ЩСУ НПС (для обеспечения выполнения алгоритмов АПВ агрегатов вспомогательных систем и задвижек) и прием значений напряжения на секциях шин ЗРУ, измеренных сторонними системами. 5.3.5 Электроснабжение средств и систем автоматизации и телемеханизации должно осуществляться от источников бесперебойного питания. Источники бесперебойного питания должны обеспечивать бесперебойное энергоснабжение: − систем и средств автоматизации, станционной телемеханики, включая первичные преобразователи (кроме принтеров), СДКУ, верхнего уровня СОУ в течение времени не менее 1 часа; − комплекса средств линейной телемеханики, СОУ (на линейной части МН), включая первичные преобразователи, в течение времени не менее 3 часов; − оборудования СИКН в течение времени не менее 2 часов в соответствии с МИ 2825. Источники бесперебойного питания должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02- 72.60.00-КТН-024-1-05 "АСУТП и ПТС Компании. Функциональные требования к ИБП и источникам электроснабжения". 5.3.6 Заземление оборудования и элементов СА и ТМ, СДКУ, СОУ должно быть выполнено в соответствии с требованиями ПУЭ и требованиями заводов-изготовителей оборудования. При этом в системах автоматизации и телемеханизации (кроме уровней РДП, ТДП, ЦДП) должны использоваться схемы, элементы и оборудование, не требующие подключения к отдельному контуру функционального заземления. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 20 из 153 5.3.7 Оборудование СА и ТМ, СДКУ, СОУ должно иметь эксплуатационную документацию на русском языке. 5.4 Специальные технические требования 5.4.1 Функции управления и регулирования должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-012-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Основные принципы управления. ОТТ» и ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-040-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Система автоматического регулирования давления». 5.4.2 Функции контроля должны предусматривать: − получение сигналов состояния и текущих значений технологических параметров режима работы нефтепровода и оборудования объектов МН; − проверку соответствия измеренных значений технологических параметров допускаемым (нормативным) значениям; − проверку соответствия сигналов состояния оборудования заданному режиму работы; − проверку достоверности измеренных значений технологических параметров; − формирование звуковой и визуальной сигнализации при отклонении параметров режима работы нефтепровода и оборудования объектов МН от нормативных значений, при изменении состояния оборудования или срабатывании защит. 5.4.3 Функции отображения и регистрации должны предусматривать: − отображение состояния, параметров функционирования оборудования и режима работы оборудования МН на видеомониторах с помощью мнемосхем, использующих стандартные мнемосимволы; − отображение в табличной форме фактических и нормативных значений нормативно-технологических параметров, характеризующих работу оборудования объектов МН; − фиксацию событий несоответствия фактических и нормативных значений; − регистрацию на цифровых носителях информации аварийных событий и графиков изменения во времени значений измеренных технологических параметров. 5.4.4 Измеренные значения: давлений на приеме МНС, в коллекторе МНС, на выходе НПС, положений поворотных затворов регулирующих механизмов для систем регулирования давления методом дросселирования, частоты вращения вала МНА для систем регулирования частоты вращения - должны фиксироваться и храниться на регистрирующих приборах (цифровых регистраторах), исключающих возможность несанкционированного доступа. 5.4.5 Функции защит и блокировок управления должны соответствовать требованиям настоящего Руководящего документа. 5.4.6 Функции связи должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00- КТН-023-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Интерфейсы связи между различными элементами АСУ ТП. ОТТ» и требованиям настоящего Руководящего документа. 5.4.7 От сторонних систем контроля и управления оборудованием котельных, ДЭС, артскважин, систем пожарного водотушения, хозводоснабжения, очистных сооружений в систему автоматизации НПС должны передаваться дискретные сигналы: − обобщенный сигнал состояния системы (включена/отключена («в работе»)); − обобщенный сигнал неисправности (аварии) системы. Кроме этого, при соответствии интерфейса передачи данных сторонних систем требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-023-1-05 «Стандарт Компании 270-00-2373. АСУТП и ПТС Компании. Интерфейсы связи между различными элементами АСУТП» должна быть ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 21 из 153 обеспечена передача в систему автоматизации НПС расширенного объема сигналов состояния оборудования и сигналов аварийных событий. В технологическую систему автоматизации НПС не должна передаваться информация от систем управления приточной вентиляции и кондиционирования в помещениях операторной, АБК, закрытой стоянки техники с ремонтным блоком и других не технологических помещений и систем. 5.4.8 От локальных систем контроля и управления котельных в АСУ ПТ объекта должен передаваться обобщенный сигнал «Пожар». От локальных систем контроля и управления котельных, работающих без постоянного обслуживающего персонала, в систему автоматизации НПС должны передаваться следующие сигналы: − обобщенный сигнал неисправности (аварии); − обобщенный сигнал состояния (включена/отключена («в работе»)); − сигнал срабатывания главного быстродействующего запорного клапана топливоснабжения котельной; − сигнал несанкционированного проникновения; − сигнал превышение предельного и аварийного значения содержания окиси углерода СО в воздухе. 5.4.9 Режим функционирования систем автоматизации и телемеханизации − непрерывный. 5.5 Требования к надежности 5.5.1 По надежности системы автоматизации должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-014-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Надежность, Безопасность и эксплуатационные характеристики. ОТТ». 5.5.2 Вероятность безотказной работы системы автоматизации за 2000 часов в соответствии с ГОСТ 27883, ГОСТ 27.002 должна составлять не менее: − по функциям защиты 0,98; − по функциям управления и регулирования 0,92; − по измерению, отображению и регистрации информации 0,9. 5.5.3 По надежности системы телемеханизации НПС и линейной части МН должны удовлетворять требованиям ГОСТ 26.205, а именно: средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханизации должна быть не менее 10000 часов. 5.5.4 По достоверности передаваемой информации система телемеханизации должна соответствовать 1 категории по ГОСТ 26.205. 5.5.5 Вероятность трансформации команд в системах телемеханизации не должна превышать 10 -14 , вероятность образования ложной команды должна быть не более 10 -12 5.5.6 Отказом функции защиты считается невыполнение или несоответствующее проектным решениям выполнение переключения (отключения) оборудования при наличии аварийной ситуации. 5.5.7 Отказом функции управления считается невыполнение команды управления, выполнение ложной команды или выполнение команды управления, несоответствующей проектным решениям. 5.5.8 Отказом функции отображения считается отсутствие актуального дискретного сигнала или искажение измеренного значения физической величины на устройстве отображения. 5.6 Требования к метрологическому обеспечению ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 22 из 153 5.6.1 Первичные преобразователи (датчики, средства измерения), измерительные каналы систем автоматизации и телемеханизации должны соответствовать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН-016-1-05 «АСУ ТП и ПТС Компании. Критерии использования КИП. ОТТ». 5.6.2 Нормированными метрологическими характеристиками в соответствии с ГОСТ 23222 для средств измерений и измерительных каналов являются основная погрешность и дополнительная погрешность. 5.6.3 Метрологическим отказом является выход метрологической характеристики средства измерений, измерительного канала за установленные пределы. 5.6.4 Основная приведённая погрешность средств измерений, применяемых в системах автоматизации и телемеханизации (за исключением используемых в составе СОУ и в СИКН для коммерческого учета нефти), не должна превышать следующих значений: − датчик избыточного давления нефти в системе автоматического регулирования давления ±0,1 %; − датчик избыточного давления нефти на линейной части МН ±0,1 %; − датчик избыточного давления нефти в остальных случаях ±0,4 %; − датчик перепада давления нефти, избыточного давления сред вспомогательных систем ±0,4 %; − манометр избыточного давления нефти ±1,0 %; − манометр дифференциального (перепада) давления ±2,0 %; − манометр избыточного давления сред вспомогательных систем ± 2,5%; − датчик силы тока, напряжения, мощности ±1,0 %; − датчик виброскорости ±10,0 %; − датчик загазованности воздуха парами нефти ±5,0 % НКПРП; Основная абсолютная погрешность для СИ не должна превышать значений: − датчик осевого смещения ротора ±0,1 мм; − датчик уровня жидкости во вспомогательных емкостях ± 10 мм; − датчик уровня нефти в резервуаре, используемый в учетно-расчетных операциях, ±3,0 мм; − датчик температуры, термометр измерения нефти в трубопроводах ±0,5 о С; − датчик температуры, термометр измерения других сред ±2,0 о С; − стационарный многоточечный преобразователь температуры нефти в резервуаре ±0,5 о С. 5.6.5 Основная приведённая погрешность объёмного расхода нефти для расходомеров, применяемых в составе СОУ, не должна превышать ±0,5%. 5.6.6 Датчики избыточного давления, применяемые в составе СОУ «по волне давления», должны соответствовать требованиям: − основная приведенная погрешность не хуже ±0,1 %; − время отклика не более 0,1 с; − чувствительность не хуже 0,1 кПа. 5.6.7 Дополнительная погрешность СИ не должна превышать половины значения основной погрешности при изменении температуры окружающей среды во всем диапазоне рабочих температур и отклонении напряжения питания СИ в допустимых пределах. 5.6.8 Погрешность СИ, применяемых в СИКН для коммерческого учета нефти, устанавливается в соответствии с «Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденными приказом № 69 Минпромэнерго России от 31.03.05. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 23 из 153 5.6.9 Интервал срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), устанавливаемых в цепях общестанционных защит, должен составлять величину не более ± 2,5% от диапазона измерения данного реле. Интервал срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), устанавливаемых в цепях контроля состояния вспомогательных систем НПС, должен составлять величину не более ±3,5% от диапазона измерения данного реле. 5.6.10 Диапазон измеряемого параметра определяется его предельными значениями. Верхнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным аварийному максимальному значению, а при его отсутствии максимальному значению, определенному технологическими требованиями. Нижнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным аварийному минимальному значению, а при его отсутствии минимальному значению, определенному технологическими требованиями. 5.6.11 Диапазон измерения первичного преобразователя определяется минимальным и максимальным измеряемым значением первичного преобразователя. Максимальное измеряемое значение первичного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации верхнего предельного значения с запасом 25 % от диапазона измеряемого параметра. При этом максимальное измеряемое значение первичного преобразователя принимается равным минимальному из ряда граничных значений (установленных заводом- изготовителем), удовлетворяющему этому условию. Минимальное измеряемое значение первичного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации нижнего предельного значения с запасом 25 % от диапазона измеряемого параметра. При этом минимальное измеряемое значение первичного преобразователя принимается равным максимальному из ряда граничных значений (установленных заводом-изготовителем), удовлетворяющему этому условию. 5.6.12 Для технологических параметров, не имеющих отрицательных значений измеряемых величин (виброскорость, загазованность, избыточное давление и другие), в качестве минимального измеряемого значения первичного преобразователя принимается нулевое значение. 5.6.13 Шкалы показывающих приборов должны соответствовать диапазону измерений первичных преобразователей. 5.6.15 Измерительные каналы систем автоматизации должны обеспечивать измерение физических величин с нормируемой точностью. 5.6.16 В состав измерительного канала входят: первичный измерительный преобразователь (датчик), линия связи, усилитель (нормирующий преобразователь), модуль ввода сигналов, включая используемые в данных устройствах алгоритмы преобразования. 5.6.17 Результирующая погрешность измерительного канала не должна превышать 150% от погрешности входящего в данный измерительный канала первичного преобразователя. 5.6.18 Средства измерения, входящие в состав измерительного канала систем автоматизации и телемеханизации и поставляемые на объекты МН, должны: − быть внесены в Государственный реестр средств измерений; − иметь сертификат об утверждении типа средств измерений и методики поверки СИ, регламентированные в приложении (описание типа СИ) к данному сертификату и оформленные в соответствии с действующими нормами и правилами; − иметь подтверждение о действующей поверке (калибровке) в виде, регламентированном методикой поверки данного СИ. 5.6.19 Средства измерения, входящие в состав измерительного канала систем автоматизации и телемеханизации, во время эксплуатации должны установленным порядком проходить метрологический контроль. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 24 из 153 5.6.20 Системы автоматизации и телемеханизации (подразделения ДО МН, осуществляющие поверку и калибровку СИ) должны быть укомплектованы эталонными СИ (калибраторами), обеспечивающими проведение работ по поверке и калибровке всех эксплуатирующихся в составе систем автоматизации и телемеханизации СИ и каналов измерения. 5.6.21 Единицы измерения применяемых в системах автоматизации и телемеханизации СИ должны удовлетворять требованиям ГОСТ 8.417-02. Запрещается применение СИ с единицами измерения не соответствующими ГОСТ 8.417-02. На АРМ оператора НПС, диспетчера РДП (ТДП, ЦДП) в дополнение к отображению измеренных величин избыточного давления нефти в соответствии с ГОСТ 8.417-02 должна быть реализована возможность их отображения в единицах измерения, отличных от требований ГОСТ 8.417-02. |