РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
6.5.2 Общие требования к функциям управления агрегатами вспомогательных систем 6.5.2.1 Управление агрегатами вспомогательных систем должно быть реализовано в режимах: − автоматический основной; − автоматический резервный; − кнопочный; − ручной; − ремонтный. Режим работы агрегата вспомогательной системы может быть установлен оператором НПС. Также режим работы агрегата вспомогательной системы может быть изменен автоматически системой автоматизации НПС в случаях, предусмотренных п. 6.5.2.7. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 41 из 153 6.5.2.2 В режиме «ремонтный» команда включения агрегата через систему автоматизации блокируется. Назначение оператором работающему агрегату режима «ремонтный» запрещено, такая команда изменения режима должна блокироваться СА. 6.5.2.3 В системе автоматизации предусматривается команда «Включение вспомсистем», которая обеспечивает включение агрегатов вспомогательных систем (необходимых для функционирования оборудования НПС), находящихся в режиме «автоматический основной». 6.5.2.4 Системы вентиляции: подпора электродвигателей МНА, подпора камер беспромвального соединения, подпора воздуха электрозала, приточная насосного зала - должны включаться до включения в работу МНА НПС. 6.5.2.5 Система автоматизации должна исключать формирование команды включения агрегата вспомогательной системы в следующих случаях: − при неноминальном значении напряжения на секции шин, к которой подключен электропривод агрегата (при значении напряжения, недопустимом для эксплуатации электродвигателя агрегата); − при неисправности агрегата. 6.5.2.6 Сигнал неисправности агрегата вспомогательной системы формируется при условиях, когда: − после подачи команды включения неработающего агрегата за установленное время не будет сформирована сигнализация включенного состояния агрегата; − после подачи команды включения неработающего агрегата через установленное время хотя бы один параметр, характеризующий работу агрегата, будет иметь неноминальное значение; − у работающего агрегата исчезнет сигнализация включенного состояния при наличии номинального напряжения на секции шин ЩСУ, к которой подключен электропривод агрегата; − хотя бы один параметр, характеризующий безаварийную работу агрегата, примет и будет сохранять в течение установленного времени неноминальное значение при наличии номинального напряжения на секции шин ЩСУ, к которой подключен электропривод агрегата; − хотя бы один параметр, не зависящий от номинального значения напряжения на секциях шин ЩСУ и характеризующий безаварийную работу агрегата, примет и будет сохранять в течение установленного времени неноминальное значение. 6.5.2.7 Программы управления агрегатами вспомогательных систем должны предусматривать: − задание для каждого агрегата режима управления; − автоматическую взаимную замену режимов управления агрегатами «автоматический основной» и «автоматический резервный» для обеспечения резервирования при невыполнении АПВ агрегата за установленное время; − автоматическое изменение режима управления агрегатом «автоматический резервный» на режим «автоматический основной» после пуска агрегата. − включение и отключение агрегатов, находящихся в режиме «автоматический основной» или «автоматический резервный» в соответствии с алгоритмом управления; − выполнение АПВ агрегата вспомсистемы; − автоматическое включение агрегата в режиме «автоматический резервный» при невыполнении АПВ агрегата за установленное время; − автоматическое отключение агрегата при его неисправности (аварии); − выполнение АВР агрегата вспомсистемы; − сигнализацию неисправности каждого агрегата системы. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 42 из 153 6.5.2.8 Программа автоматического повторного включения агрегата должна выполнять повторное включение агрегата, находящегося в режиме «автоматический основной» при условии восстановления напряжения на этой секции шин ЩСУ в течение установленного времени до 5 секунд, если отключение агрегата было вызвано отсутствием номинального напряжения на секции шин ЩСУ. 6.5.2.9 Программа автоматического включения резервного агрегата должна выполнять автоматическое включение агрегата, находящегося в режиме «автоматический резервный», одновременно с отключением неисправного агрегата, находящегося в режиме «автоматический основной». 6.5.2.10 При срабатывании общестанционной защиты, требующей отключения соответствующей вспомогательной системы, должно быть предусмотрено отключение агрегатов этой вспомогательной системы независимо от режима их управления. Включение (автоматическое, по команде оператора с АРМ) агрегата данной вспомогательной системы должно блокироваться до момента деблокирования общестанционной защиты оператором. 6.5.2.11 Все программы пуска и остановки агрегатов вспомогательных систем должны предусматривать контроль продолжительности выполнения каждой операции с учетом установленной последовательности их выполнения. 6.5.2.12 Защита «Авария вспомогательной системы» формируется при условии, что все агрегаты вспомогательной системы неисправны или находятся в режиме «ремонт». 6.5.3 Требования к функциям управления агрегатами маслосистемы 6.5.3.1 В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов должен быть обеспечен следующий уровень автоматизации: − измерение и контроль температуры масла в трубопроводе подачи масла к МНА; − измерение и контроль давления масла на выходе каждого маслонасоса, − измерение и контроль давления масла у каждого магистрального насосного агрегата; − сигнализация предельной температуры масла каждого МНА; − сигнализация минимального давления масла на выходе каждого маслонасоса, − сигнализация минимального давления масла у каждого МНА; − сигнализация аварийного максимального, предельного максимального и минимального уровня в баках маслосистемы; − сигнализация аварийного минимального, предельного минимального, максимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы. 6.5.3.2 Автоматическое отключение маслонасосов системы смазки насосных агрегатов должно быть предусмотрено только после подтверждения отключения ВВ всех насосных агрегатов, подключенных к данной маслосистеме. Исключение составляют действия системы автоматизации, предусмотренные таблицей Б.5. 6.5.3.3 Система автоматизации для поддержания температуры масла на входе подшипников насосных агрегатов в диапазоне от плюс 25 о С до плюс 55 о С должна формировать: − команду включения основного АВО при превышении температуры масла первого максимального значения, равного 35 о С; − команду включения второго (резервного) АВО при превышении температуры масла второго максимального значения, равного 45 о С; − команду отключения работающих АВО, звуковая и визуальная сигнализация при понижении температуры масла ниже минимального значения, равного 25 о С; ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 43 из 153 − визуальную и звуковую сигнализацию при превышении предельного максимального значения, равного 55 о С. 6.5.3.4 Система автоматизации НПС должна выполнять блокировку пуска МНА при температуре масла в маслосистеме менее 10 о С. 6.5.3.5 При наличии конкретных требований завода-изготовителя МНА к температурным параметрам масла, подаваемого к подшипникам МНА, использовать алгоритм управления АВО, позволяющий поддерживать заданную заводом-изготовителем температуру масла. При отсутствии требований завода-изготовителя использовать алгоритм управления АВО для поддержания температуры масла по пункту 6.5.3.3. 6.5.4 Требования к функциям управления системой откачки утечек и ССВД 6.5.4.1 Включение насоса откачки нефти в режиме «автоматический основной» должно выполняться при поступлении сигнала предельного максимального уровня в емкости (сбора утечек или ССВД). 6.5.4.2 В системе откачки утечек должно быть предусмотрено автоматическое включение резервного насоса, находящегося в режиме «автоматический резервный», параллельно основному, если в течение 60 секунд после включения насоса, находящегося в режиме «автоматический основной», уровень в емкости не снижается ниже предельного максимального уровня. 6.5.4.3 Автоматическое отключение насосов, откачивающих нефть из емкости (сбора утечек или ССВД) должно происходить при поступлении сигнала минимального уровня соответствующей емкости. 6.5.4.4 Величина аварийного максимального уровня емкости ССВД определяется из расчета последовательного выполнения двух сбросов нефти при срабатывании ССВД. 6.5.4.5 На НПС без РП должна быть предусмотрена блокировка пуска насоса и отключение работающего насоса, выполняющего откачку нефти на прием магистральной насосной, в случаях: − если давление в точке подключения к МН насоса откачки превышает давление, создаваемое насосом откачки; − закрытия задвижки между точкой подключения насоса откачки и линейной частью МН (не открыты соответствующие задвижки на входе МНС, на выходе МНС, на ФГУ, на РД). 6.5.4.6 Контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек и в емкостях ССВД на НПС должен производиться с помощью отдельно смонтированного на каждой емкости сигнализатора уровня. Этот сигнализатор не может быть использован для контроля минимального и предельного максимального уровня. Для контроля минимального и предельного максимального уровня, текущего уровня должен быть использован аналоговый измеритель уровня. 6.5.4.7 В системах пневматических сбросных клапанов (ССВД, предохранительные устройства) должен предусматриваться: − контроль поступления нефти через клапан; − контроль исправности системы управления клапанами (при наличии технической возможности). При поступлении нефти через клапан с выдержкой времени должна формироваться предупредительная сигнализация. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 44 из 153 6.6 Требования к функциям регулирования 6.6.1 Средства автоматического регулирования давления МНС должны выполнять функции: − поддержания давления на приеме первого по потоку нефти МНА не ниже допустимого значения; − поддержания давления на выходе НПС (после регулирующих органов) не выше допустимого значения на выходе НПС. Точность поддержания усредненного значения давления должна быть не хуже ± 0,02 МПа. 6.6.2 Управление исполнительными механизмами системы регулирования давления МНС методом дросселирования, регулирования частоты вращения вала МНА должно осуществляться от алгоритмически независимых контуров регулирования давления на входе и выходе МНС, воздействующих на исполнительный механизм через общий блок селекции управляющих сигналов. 6.6.3 Параметры настройки САР давления и технические характеристики оборудования САР давления (в том числе быстродействие исполнительного механизма и поворотного затвора) при работе МН на максимальном режиме в случае остановки одного МНА на последующей (по потоку нефти) МНС должны обеспечивать отклонение давления на выходе НПС не более 0,15 МПа от допустимого рабочего давления на выходе НПС. Расчет параметров настройки САР давления и технические характеристики оборудования САР давления при проектировании объектов МН должны выполняться на основании результатов моделирования переходных процессов в линейной части МН при остановке МНА. 6.6.4 Для обеспечения работы поворотного затвора во время регулирования давления методом дросселирования в зоне линейных характеристик поворотного затвора система автоматизации НПС должна обеспечивать формирование сообщения для изменения количества работающих поворотных затворов при изменении производительности магистрального нефтепровода. 6.6.5 Средства автоматического регулирования расхода предназначены для: − регулирования расхода на станции смешения нефти; − ограничения расхода при наливе на эстакаду, в танкер. 6.6.6 Быстродействие исполнительных механизмов систем автоматического регулирования методом дросселирования для параметров: расхода, температуры, качества нефти - должно быть не более 120 секунд. 6.6.7 При проектировании узлов регулирования давления с использованием поворотных затворов расчет максимального момента привода поворотного затвора должен проводиться с учетом максимальной подачи по трубопроводу при любых углах прикрытия в пределах допускаемого перепада давления на затворе. 6.6.8 В системе регулирования с использованием метода дросселирования отдельно для каждого исполнительного механизма должен быть предусмотрен «ручной» режим управления, обеспечивающий подачу команд изменения положения регулирующего органа вручную. В САР с использованием метода регулирования частоты вращения вала МНА отдельно для каждого МНА должен быть предусмотрен «ручной» режим регулирования частоты вращения вала. 6.6.9 Величина уставки ограничения рабочего давления на выходе НПС должна устанавливаться в соответствии с требованиями приложения А. 6.6.10 Величина уставки ограничения рабочего давления на приеме НПС должна устанавливаться в соответствии с требованиями приложения А. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 45 из 153 6.6.11 В САР давления методом дросселирования должен быть предусмотрен алгоритм временного прикрытия исполнительных механизмов с возвратом в режим регулирования давления. Алгоритм начинает свою работу после получения из системы автоматизации НПС соответствующей команды о прикрытии исполнительных механизмов.Аналогично, для САР давления методом изменения частоты вращения должен быть предусмотрен алгоритм изменения частоты вращения работающих МНА. 6.6.13 Система автоматизации НПС должна обеспечивать возможность изменения уставки регулирования давления на приеме, на выходе МНС из операторной НПС, МДП, РДП, ТДП. 6.7 Требования к функциям контроля 6.7.1 Контроль соответствия текущих значений технологических параметров допускаемым значениям выполняется для всех измеряемых параметров, обеспечивающих безопасную эксплуатацию технологического оборудования. 6.7.2 Отклонение параметров режима работы нефтепровода и оборудования НПС от нормативных значений, изменение состояния оборудования НПС, срабатывание защит должно сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной НПС, МДП. 6.7.3 В участке МН, через который происходит транспортировка нефти минуя НПС при закрытых задвижках на входе и выходе НПС, должно контролироваться допустимое проходящее давление. 6.7.4 Контроль проходящего давления должен осуществляться в линейной части МН до задвижки на входе промежуточной НПС (по потоку нефти). Актуальное значение указанного параметра должно отображаться в операторной НПС, МДП. 6.7.5 Значение максимально допустимого проходящего давления через остановленную НПС принимается по таблице «Нормативно-технологические параметры работы магистральных нефтепроводов и НПС, выводимые на экран АРМ оператора НПС, диспетчера РНУ (УМН) и ОАО МН», оформленной в соответствии с требованиями ОР- 13.01-60.30.00-КТН-006-1-02. 6.7.6 При наличии подключенного объекта нефтедобычи в подводящем нефтепроводе до задвижки узла подключения к НПС (по потоку нефти) системой автоматизации контролируется предельное максимальное давление. Предельное максимальное давление в подводящем нефтепроводе принимается равным 0,9 от допустимого рабочего давления технологического трубопровода на входе НПС. При превышении установленного значения должна формироваться звуковая и визуальная сигнализация и срабатывать защита в соответствии с п. 6.4.8.6. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 46 из 153 7 АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ 7.1 Общие требования 7.1.1 Автоматизация РП должна предусматривать: − автоматическую защиту технологического оборудования РП; − автоматическую защиту РП при поступлении сигнала «Пожар в резервуаре» от АСУ ПТ; − контроль параметров работы технологического оборудования РП; − централизацию управления резервуарным парком; − регистрацию и отображение информации о работе оборудования РП. 7.1.2 Для централизованного управления резервуарным парком СА должна выполнять функции: − измерение уровня нефти в каждом резервуаре; − измерение средней температуры нефти в каждом резервуаре; − измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП; − измерение температуры нефти в пристенном слое резервуара; − контроль скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара; − сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах; − сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти; − сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений; − сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения; − сигнализацию превышения давления в трубопроводах резервуарного парка; − дистанционное управление и контроль режима работы системы размыва донных отложений в резервуарах; − дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и сигнализацию их положения. |