РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ

• Название: Оао ак Транснефть Руководящий документ
• Анкор: РД-35.240.00-КТН-207-08
• Дата: 27.01.2020
• Размер: 0.56 Mb.
• Имя файла: РД-35.240.00-КТН-207-08.pdf
• Тип: Документы; #105962
• страница: 4 из 10

6
АВТОМАТИЗАЦИЯ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ
6.1 Общие требования
6.1.1 Система автоматизации НПС должна обеспечивать:
- централизованный контроль, включающий регистрацию, архивацию, документирование и отображение информации о работе технологического оборудования
НПС;
- защиту технологического оборудования НПС;
- защиту линейной части МН от превышения давления;
- управление технологическим оборудованием НПС;
- автономное поддержание заданного режима работы НПС;
- изменение режима работы НПС по командам оператора НПС или диспетчера РДП
(ТДП);
- связь с другими системами автоматизации и информационными системами на
НПС;
- формирование и выдачу в СА предыдущей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА в случае возникновении условий п. 6.4.3.11 настоящего РД;
- прием от СА следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке
МНА в случае возникновении условий п. 6.4.3.11 настоящего РД.
6.1.2 При срабатывании агрегатной защиты система автоматизации должна блокировать выполнение команд управления МНА (ПНА):
- включение ВВ привода МНА (ПНА);
- открытие агрегатных задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;
- включение агрегатов индивидуальных вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.
6.1.3 При срабатывании общестанционной защиты система автоматизации должна блокировать выполнение команд управления оборудованием:
- включение ВВ приводов МНА, ПНА;
- открытие задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты;
- включение агрегатов вспомогательных систем, которые по условию функционирования защиты должны быть отключены.
6.1.4 Система автоматизации должна блокировать пуск МНА, ПНА при отсутствии хотя бы одного из необходимых условий готовности к пуску НПС. Пуск МНА, ПНА также блокируется при отсутствии сигнала готовности к пуску данного агрегата.
6.1.5 Снятие блокировки управления, установленной общестанционной или агрегатной защитой, выполняется системой автоматизации только после деблокирования защиты.
Деблокирование защит выполняется оператором после исчезновения условий, приведших к срабатыванию защиты, и ликвидации последствий нештатной ситуации.
6.1.6 Достижение контролируемыми параметрами предельных значений, срабатывание общестанционных и агрегатных защит должны сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной НПС (МДП).
6.1.7 Срабатывание общестанционных защит должно также сопровождаться звуковой сигнализацией на территории технологического объекта.
6.1.8 При необходимости закрытия (открытия) задвижек в соответствии с требованиями алгоритмов общестанционных или агрегатных защит, система автоматизации

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 26 из 153 должна обеспечивать до момента поступления сигнала о закрытом (открытом) состоянии задвижки или неисправности привода задвижки:
- формирование импульсных команд на закрытие (открытие) задвижки (при отсутствии контроля состояния привода задвижки),
- формирование повторных команд управления после кратковременного обесточивания привода задвижки.
6.2 Защиты магистрального насосного агрегата
6.2.1 Агрегатные защиты МНА должны обеспечивать остановку данного МНА.
Перечень параметров контроля состояния МНА и порядок работы защит приведен в таблице
Б.1. Параметры контроля состояния МНА должны уточняться в соответствии с требованиями изготовителей оборудования.
6.2.2 Алгоритм функционирования агрегатной защиты работающего МНА в соответствии c режимом управления и требованиями таблицы Б.1 должен предусматривать:
− автоматическую остановку МНА;
− отключение индивидуальных вспомогательных систем МНА.
Для остановленного МНА в случае срабатывания агрегатной защиты, алгоритм которой в соответствии с таблицей Б.1 требует закрытия задвижек на входе и выходе МНА, должно выполняться закрытие задвижек на входе и выходе данного МНА.
6.2.3 Закрытие задвижек на входе и выходе МНА, отключение индивидуальных вспомогательных систем МНА выполняется только после подтверждения отключения ВВ привода МНА.
6.2.4 При наличии соответствующих требований в таблице Б.1 после подтверждения отключения ВВ привода МНА агрегатной защитой системой автоматизации без выдержки времени должен выполняться АВР МНА (автоматический пуск МНА, находящегося в режиме «резервный»). АВР МНА выполняется только в том случае, если защита, требующая
АВР, сработала на работавшем МНА. АВР МНА не производится в случае срабатывания агрегатной защиты во время выполнения программы пуска МНА.
6.2.5 Агрегатные кнопки «Стоп» для аварийной остановки МНА размещаются:
− в операторной НПС (МДП) на панели БРУ;
− на агрегатной приборной стойке в насосном зале и в электрозале (при наличии электрозала).
Агрегатная кнопка «Стоп» должна иметь надпись «СТОП МНА» с указанием технологического номера агрегата.
6.2.6 Подключение кнопок «Стоп» аварийной остановки МНА к системе автоматизации и к системе энергоснабжения НПС должно обеспечивать отключение ВВ привода МНА как по каналам управления системы автоматизации, так и без их участия напрямую с кнопки.
6.2.7 Датчики для измерения вертикальной и горизонтальной составляющих среднеквадратического значения виброскорости должны быть установлены на всех подшипниковых опорах насоса и электродвигателя МНА. Датчик для измерения осевой составляющей среднеквадратического значения виброскорости должен быть установлен на торце корпуса подшипника. Места установки датчиков должны соответствовать требованиям документации завода-изготовителя оборудования и нормативных документов ОАО «АК
«Транснефть».
6.2.8 Датчик контроля осевого смещения ротора насоса должен устанавливаться на подшипниковой опоре МНА со стороны радиально-упорного подшипника.

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 27 из 153 6.2.9 От момента включения ВВ привода МНА и до момента его отключения должна функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2». Данная защита должна формироваться с выдержкой времени 2 секунды при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА значения 18,0 мм/с.
6.2.10 Для типов насосов, определенных в соответствии с РД 23.080.00-КТН-056-09, от момента включения ВВ привода МНА и в течение 300 секунд должна функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация для нестационарного режима». Данная защита должна формироваться с выдержкой времени 30 секунд при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения 11,2 мм/с.
6.2.11 Через 30 секунд после подачи команды на включение ВВ привода МНА и до его отключения должна дополнительно к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог
2» функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1». Для типов насосов, определенных в соответствии с РД 23.080.00-КТН-056-09, через 300 секунд после подачи команды на включение ВВ привода МНА и до его отключения должна дополнительно к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1».
6.2.12 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться с выдержкой времени 5 секунд при превышении виброскорости в любой точке контроля
МНА значения 7,1 мм/с. Для типов насосов, определенных в соответствии с РД 23.080.00-
КТН-056-09, в неноминальном режиме работы насосов, защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться с выдержкой времени 5 секунд при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА значения 11,2 мм/с, при этом на АРМ оператора должна быть программно реализована возможность выбора оператором НПС режима работы насоса (номинального или неноминального) с автоматическим изменением величин уставок.
6.2.13 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» отключается для всех
МНА при пуске одного из МНА данной НПС на время 30 секунд от момента включения ВВ привода. Для типов насосов, определенных в соответствии с РД 23.080.00-КТН-056-09, при пуске одного из МНА на время 300 секунд от момента включения ВВ привода для всех МНА данной НПС отключается защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» и включается защита «Аварийная максимальная вибрация для нестационарного режима».
6.3 Защиты подпорного насосного агрегата
6.3.1 Агрегатные защиты ПНА должны обеспечивать остановку ПНА. Перечень параметров контроля состояния ПНА и порядок работы защит приведен в таблице Б.2.
Параметры контроля состояния ПНА должны уточняться в соответствии с требованиями изготовителей оборудования.
6.3.2 Алгоритм функционирования агрегатной защиты работающего ПНА в соответствии c режимом управления и требованиями таблицы Б.2 должен предусматривать:
− автоматическую остановку ПНА;
− отключение индивидуальных вспомогательных систем данного ПНА.
Для остановленного ПНА в случае срабатывания агрегатной защиты, алгоритм которой в соответствии с таблицей Б.1 требует закрытия задвижек на входе и выходе ПНА, должно выполняться закрытие задвижек на входе и выходе ПНА.
6.3.3 Закрытие задвижек на входе и выходе ПНА, отключение индивидуальных вспомогательных систем ПНА выполняется только после подтверждения отключения ВВ привода данного ПНА.
6.3.4 При наличии соответствующих требований в таблице Б.2 одновременно (без выдержки времени) с остановкой ПНА агрегатной защитой должен выполняться АВР ПНА

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 28 из 153
(автоматический пуск ПНА, находящегося в режиме «резервный»). АВР ПНА выполняется только в том случае, если защита, требующая АВР ПНА, сработала на работавшем ПНА.
АВР ПНА не производится в случае срабатывания агрегатной защиты ПНА во время выполнения программы пуска ПНА.
6.3.5 Агрегатные кнопки «Стоп» для аварийной остановки ПНА размещаются:
− в операторной НПС (МДП) на панели БРУ;
− на агрегатной приборной стойке.
Агрегатная кнопка «Стоп» должна быть обозначена надписью «СТОП» с указанием технологического номера агрегата.
6.3.6 Подключение кнопок «Стоп» аварийной остановки ПНА к системе автоматизации и к системе энергоснабжения НПС должно обеспечивать отключение ВВ привода ПНА как по каналам управления системы автоматизации, так и без их участия напрямую с кнопки.
6.3.7
Датчики для измерения вертикальной и горизонтальной составляющих среднеквадратического значения виброскорости должны быть установлены на всех подшипниковых опорах насоса и электродвигателя горизонтальных ПНА.
Датчики виброскорости для вертикальных ПНА должны быть установлены на подшипниковых опорах насоса и ЭД со стороны соединительной муфты и выполнять измерение в вертикальном и горизонтально-поперечном направлениях.
Места установки датчиков должны соответствовать требованиям документации завода-изготовителя оборудования и нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».
6.3.8 От момента включения ВВ привода ПНА и до момента его отключения должна функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2».
6.3.9 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» должна формироваться с выдержкой времени 2 секунды при превышении виброскорости в любой точке контроля
ПНА значения 18,0 мм/с.
6.3.10 Через 30 секунд после подачи команды на включение ВВ привода ПНА и до его отключения должна дополнительно к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог
2» функционировать защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1».
6.3.11 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться с выдержкой времени 5 секунд при превышении виброскорости в любой точке контроля
ПНА значения 7,1 мм/с.
6.3.12 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» отключается для всех
ПНА при пуске одного из ПНА данной НПС на время 30 секунд от момента включения ВВ привода.
6.4 Общестанционные защиты НПС
6.4.1 Общие положения
6.4.1.1
Общестанционные защиты
НПС должны обеспечивать перевод технологического оборудования НПС в безопасное состояние и защиту линейной части МН от превышения давления. Перечень параметров контроля состояния технологических объектов НПС и порядок работы общестанционных защит приведен в таблицах Б.3, Б.4, Б.5.
6.4.1.2
Алгоритм функционирования общестанционной защиты должен предусматривать:
− остановку ПНА, МНА в установленной последовательности;
− закрытие задвижек (при наличии соответствующих требований);
− управление агрегатами вспомогательных систем (при наличии соответствующих требований).

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 29 из 153 6.4.1.3 При срабатывании общестанционных защит (кроме защит «Пожар») закрытие задвижек (между ПНС и МНС, на входе МНС, на выходе МНС, между ПНС и РП), и отключение вспомогательных систем, обеспечивающих безопасную работу насосных агрегатов, должно производиться только после получения сигнала об отключении всех ВВ
МНА, ПНА.
6.4.1.4
При наличии соответствующих требований в таблицах Б.3, Б.4, Б.5, одновременно с остановкой НПС общестанционной защитой должна выполняться остановка других МНС, ПНС и СИКН, технологически связанных с данной НПС.
6.4.1.5
Закрытие задвижек на входе МНС и выходе МНС при срабатывании общестанционных защит МНС должно выполняться только при наличии байпасного трубопровода на узле подключения НПС к линейной части МН.
6.4.1.6
Электроснабжение задвижек, отсекающих НПС, РП и участвующих в алгоритмах общестанционных защит, а именно:
− задвижка (задвижки) на входе в РП,
− задвижка (задвижки) между РП и ПНС для НПС с РП,
− задвижка (задвижки) между ПНС и МНС для НПС с РП,
− задвижка (задвижки) на входе МНС,
− задвижка (задвижки) на выходе МНС,
− блокировочная задвижка (задвижки) - должно отвечать требованиям особой группы I категории по ПУЭ. В качестве третьего независимого источника допускается использование ДЭС 3 степени автоматизации.
Технологической частью проекта НПС должны быть однозначно определены задвижки, указанные в данном пункте.
6.4.2 Требования к защитному отключению насосных агрегатов
6.4.2.1
Общестанционные защиты НПС при срабатывании должны осуществлять один из алгоритмов остановки МНА и ПНА:
− одновременная остановка всех работающих МНА, ПНА;
− одновременная остановка всех работающих МНА;
− последовательная остановка всех работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти работающего МНА;
− остановка одного (первого по потоку нефти) из работающих МНА;
− последовательная остановка всех работающих МНА (начиная с первого по потоку нефти МНА), с одновременной остановкой всех работающих ПНА с выдержкой времени до
5 секунд после подтверждения отключения всех ВВ приводов работавших МНА.
6.4.2.2
Алгоритм одновременной остановки МНА, ПНА должен предусматривать одновременную подачу команд остановки всех работающих МНА, ПНА.
6.4.2.3
Алгоритм одновременной остановки МНА должен предусматривать одновременную подачу команд остановки работающих МНА.
6.4.2.4
Алгоритм последовательной остановки МНА должен предусматривать последовательную остановку работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти.
Интервал времени между командами остановки МНА должен составлять три секунды.
6.4.2.5
Одновременная остановка всех работающих насосных агрегатов без выдержки времени от момента срабатывания защиты должна выполняться только для защит:
− «Пожар» на технологических объектах (таблица Б.5);
− Аварийная остановка МНС кнопкой «СТОП МНС»;
− Аварийная остановка ПНС кнопкой «СТОП ПНС» (для НПС с РП).

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 30 из 153 6.4.2.6
При срабатывании общестанционных защит, связанных с аварийным состоянием вспомогательных систем, производится последовательная остановка насосных агрегатов МНС.
6.4.3 Требования к защитам по избыточному давлению
6.4.3.1
Для обеспечения безопасной эксплуатации МНС система автоматизации должна осуществлять контроль давления:
− на входе МНС;
− в коллекторе МНС (до регулирующих органов);
− на выходе МНС (после регулирующих органов).
6.4.3.2
Для защиты трубопроводов линейной части МН и НПС по давлению должны применяться две ступени:
− защита по предельному значению давления;
− защита по аварийному значению давления.
Для защит по предельному и аварийному давлению на входе МНС, в коллекторе МНС и на выходе НПС должны использоваться по два датчика давления (измерителя) от раздельных отборов давления, подключаемых к системе автоматизации отдельными кабелями на разные входные модули. По каждому датчику давления (измерителю) должны быть реализованы защиты по предельному и аварийному значениям давления (по логике
«ИЛИ»). Один из этих датчиков давления (измерителей) используется для системы автоматического регулирования давления.
6.4.3.3
Остановка одного (первого по потоку) работающего МНА должна осуществляться при срабатывании защит:
− «Предельное минимальное давление на входе МНС»;
− «Предельное максимальное давление в коллекторе МНС»;
− «Предельное максимальное давление на выходе НПС»;
− «Предельный максимальный перепад давления на узле регулирования давления».
Если через 10 секунд после остановки МНА одной из указанных защит сохраняется предельное значение давления, тогда должна осуществляться остановка следующего (по потоку нефти) МНА.
6.4.3.4
Последовательная остановка всех работающих
МНА должна осуществляться защитами:
− «Аварийное минимальное давление на входе МНС»;
− «Аварийное максимальное давление в коллекторе МНС»;
− «Аварийное максимальное давление на выходе НПС».
6.4.3.5
Требования к настройке защит по давлению приведены в Приложении А.
6.4.3.6
Срабатывание защиты «Предельное минимальное давление на входе МНС» должно осуществляться с выдержкой времени до 20 секунд.
6.4.3.7
Срабатывание защиты «Аварийное минимальное давление на входе МНС» должно осуществляться с выдержкой времени до 25 секунд.
6.4.3.8
Срабатывание защиты «Предельный максимальный перепад давления на регуляторе давления» должно осуществляться с выдержкой времени 2 секунды.
6.4.3.9
Без выдержки времени должно осуществляться срабатывание защит:
− «Предельное максимальное давление в коллекторе МНС»;
− «Предельное максимальное давление на выходе НПС»;
− «Аварийное максимальное давление в коллекторе МНС»;
− «Аварийное максимальное давление на выходе НПС».

ОАО «АК «Транснефть»
Руководящий документ.
«Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения»
РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 31 из 153 6.4.3.10 При срабатывании защит по давлению не производится закрытие задвижек
НПС (за исключением закрытия задвижки подключения объекта нефтедобычи в случаях, установленных в п. 6.4.8.6), вспомогательные системы не отключаются.
6.4.3.11 Система автоматизации промежуточной НПС, на которой после остановки всех МНА возможно превышение максимально допустимого проходящего давления, должна формировать и передавать соответствующий сигнал для аварийной остановки магистральных насосных агрегатов на предыдущей (по потоку нефти) НПС. В этом случае приём сигнала и остановка МНА на предыдущей (по потоку нефти) НПС производится собственной системой автоматизации НПС с выдержкой времени от момента получения сигнала. Алгоритм защиты должен предусматривать остановку одного (первого по потоку)
МНА или последовательную остановку нескольких МНА.
Величина допускаемой временной задержки на остановку МНА (с учетом времени передачи сигнала между СА НПС) и число останавливаемых МНА определяются предварительно на основании расчета режима работы МН и содержатся в проектной документации, указываются в технологической карте защит МН.
Передача команды на остановку МНА на предыдущей (по потоку нефти) НПС с данной НПС должна быть организована параллельно по двум каналам:
− по выделенному каналу связи между СА этих НПС;
− по системе телемеханизации данного МН через сервер СДКУ РДП (ТДП) с автоматической ретрансляцией сигнала остановки в СА предыдущей НПС.
Системами автоматизации НПС должен быть предусмотрен взаимный контроль исправности указанных каналов связи.
6.4.3.12 Требования по защите трубопроводов резервуарного парка от превышения давления приведены в разделе 7.2.