РД-35.240.00-КТН-207-08. Оао ак Транснефть Руководящий документ
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
7.2 Требования к функциям защит и сигнализации 7.2.1 Автоматическая защита оборудования и сооружений резервуарного парка должна предусматриваться по параметрам, указанным в таблице Б.4. 7.2.2 Для защиты резервуара от переполнения система автоматизации подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре верхнего допустимого уровня нефти. Данная защита «Верхний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет все функции, предусмотренные таблицей Б.4. 7.2.3 Для формирования сигнала «Верхний допустимый уровень в резервуаре» должен использоваться сигнализатор уровня, не связанный с измерителем уровня. Резервуары типа РВС, ЖБР должны быть оснащены двумя сигнализаторами для контроля верхнего допустимого уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК, ЖБРПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами верхнего допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 47 из 153 7.2.4 Условием формирования защиты «Верхний допустимый уровень в резервуаре» является получение системой автоматизации сигнала хотя бы от одного сигнализатора верхнего допустимого уровня. 7.2.5 Для защиты резервуара при понижении уровня до нижнего допустимого уровня в резервуаре система автоматизации подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара. Данная защита «Нижний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет все функции, предусмотренные таблицей Б.4. 7.2.6 Настройка верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти, должна производиться по утвержденным технологическими картами на резервуары и резервуарные парки, подготовленным в соответствии с ОР- 23.020.00-КТН-256-07 «Регламент расчета емкости (полезной) для товарных операций». Требования к настройке минимального уровня, обеспечивающего безопасную работу системы размыва донных отложений, приведены в п. 7.3.3. 7.2.7 Сигнализация верхнего аварийного, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного, минимального уровня, уровня, обеспечивающего безопасную работу системы размыва донных отложений во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти, должна формироваться на основании измерений, полученных системой измерения уровня нефти в резервуаре. 7.2.8 В СА при контроле скоростей заполнения и опорожнения должна предусматриваться сигнализация: − «Предельная максимальная скорость заполнения резервуара»; − «Предельная максимальная скорости опорожнения резервуара» и защиты: − «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара»; − «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара». 7.2.9 В качестве контролируемого параметра должно учитываться усреднённое значение скорости заполнения/опорожнения резервуара на основании измерений, полученных системой измерения уровня нефти в резервуаре. 7.2.10 Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости заполнения резервуара. Предельная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной 0,95 указанной величины. 7.2.11 Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. Предельная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной 0,85 максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. 7.2.12 Максимально допустимая скорость заполнения резервуара и максимально допустимая скорость опорожнения резервуара определяются по методике, указанной в приложении Г. 7.2.13 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. Система автоматизации подает команду на открытие задвижки на линии приема нефти в резервуар, используемый для приема аварийного сброса нефти, и выполняет остальные функции, предусмотренные таблицей Б.4. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 48 из 153 Действия системы автоматизации РП при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти, также приведены в таблице Б.4. 7.2.14 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. Система автоматизации подает команду остановки первого по ходу МНА на всех МНС, находящихся на линии откачки нефти из этого резервуара (РП) и выполняет остальные функции, предусмотренные таблицей Б.4. Действия системы автоматизации РП при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти, также приведены в таблице Б.4. 7.2.15 Срабатывание защит: − «Верхний допустимый уровень в резервуаре, используемом для приема аварийного сброса нефти»; − «Аварийная максимальная скорость заполнения в резервуаре, используемом для приема аварийного сброса нефти» должно формировать команды закрытия задвижек на входе в РП и команды автоматической остановки МНА участка МН, подключенного к РП. 7.2.16 Для защиты технологических трубопроводов резервуарного парка от превышения давления должен выполняться сброс нефти в резервуар аварийного сброса или в резервуар, предназначенный для аварийного сброса. 7.2.17 При достижении давления в технологических трубопроводах резервуарного парка значения «Давление открытия первого предохранительного клапана», определенного в соответствии с требованиями «Методики расчета требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с резервуарным парком», должна формироваться сигнализация «Предельное максимальное давление в трубопроводах РП. Срабатывание СППК». 7.2.18 При достижении давления в технологических трубопроводах значения на 0,05 МПа больше давления «Полного открытия всех предохранительных клапанов», рассчитанного в соответствии с требованиями «Методики расчета требуемого количества предохранительных клапанов, устанавливаемых на НПС с резервуарным парком», должна формироваться защита «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП». При этом выполняется автоматическое открытие задвижки на линии приема в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК. В случае снижения давления в технологических трубопроводах ниже «Предельного максимального давления в трубопроводе РП» система автоматизации РП должна: − автоматически деблокировать защиту «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП»; − сформировать команду на остановку задвижки на линии приема нефти в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК для прекращения ее открытия. 7.2.19 Датчик измерения давления в технологических трубопроводах РП устанавливается перед (по потоку нефти) задвижкой на линии подачи нефти в резервуар аварийного сброса нефти. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 49 из 153 7.3 Требования к автоматизации систем размыва донных отложений 7.3.1 Для систем размыва донных отложений с винтовыми перемешивающими устройствами в системе автоматизации необходимо предусматривать: − контроль состояния электропривода системы размыва (включен); − контроль силы потребляемого тока электропривода (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); − контроль виброскорости (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); − контроль вращения вала (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); − дистанционное отключение электропривода. 7.3.2 Система автоматизации РП должна обеспечивать отключение (блокировку включения) систем размыва донных отложений в случаях, когда: − уровень нефти в резервуаре выше верхнего нормативного уровня или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений; − получен сигнал «Пожар в резервуаре». 7.3.3 Минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений, должен определяется в соответствии с требованиями ОР-13.01-60.30.00- КТН-025-1-03 «Регламент проведения зачистки внутренней поверхности резервуара от отложений». Для резервуаров РВСП, РВСПК он составляет 5,0 м, для резервуаров типа РВС он равен 3,0 м. 7.4 Требования к согласованности функционирования защит РП 7.4.1 Для резервуарных парков с подключенными объектами нефтедобычи система автоматизации должна обеспечивать выполнение требований п. 6.4.8.6 при срабатывании защит РП. 7.4.2 При срабатывании защит: − «Пожар в резервуаре»; − «Верхний допустимый уровень в резервуаре аварийного сброса»; − «Аварийная максимальная скорость наполнения резервуара аварийного сброса нефти» система автоматизации должна формировать команды на закрытие задвижек на входе РП (на линиях подачи нефти в резервуарный парк). 7.4.3 В дополнение к требованиям, установленным в п.п. 6.4.4 и 6.4.5, для СИКН, расположенных на линии подачи нефти в РП до СППК, при срабатывании защит: − «Аварийная загазованность в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)», − «Длительная загазованность в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)», − «Пожар в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)» производится закрытие задвижек: − на входе и выходе СИКН, ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 50 из 153 − на входе и выходе помещения, в котором зарегистрировано указанное аварийное событие, − на входе в РП. 7.4.4 В дополнение к требованиям, установленным в п.п. 6.4.4 и 6.4.5, для СИКН, расположенных на линии подачи нефти в РП после предохранительных клапанов, при срабатывании защит: − «Аварийная загазованность в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)», − «Длительная загазованность в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)», − «Пожар в помещениях СИКН головной НПС (БИЛ, ТПУ, БИК)» производятся: − закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, − закрытие задвижек на входе и выходе помещения, в котором зарегистрировано указанное аварийное событие, − открытие задвижки, установленной параллельно СППК, для подачи нефти в резервуар, используемый для приема аварийного сброса нефти. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 51 из 153 8 АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ТУШЕНИЯ ПОЖАРА 8.1 Общие требования 8.1.1 Автоматизация систем пенного тушения пожаров, систем водяного охлаждения резервуаров и водяных завес (далее по тексту автоматизированная система управления пожаротушением – АСУ ПТ) должна выполняться на базе самостоятельной автономной микропроцессорной системы, соответствовать требованиям РД-19.00-74.20.11-КТН-004-1-05 «Нормы проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах ОАО «АК «Транснефть», РД-13.220.00-КТН-575-06 «Правила пожарной безопасности на объектах ОАО «АК «Транснефть» и дочерних обществ», НПБ 88-2001* «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования» и обеспечивать: − непрерывное функционирование системы пожарной сигнализации технологических объектов НПС, РП; − непрерывный контроль и управление системами тушения пожаров в режиме «Ожидание» (до обнаружения пожара) и в режиме «Пожар»; − функционирование централизованной или распределенной автоматизированной системы с возможностью расширения выполняемых функций без изменения структуры программного обеспечения; − информационный обмен с другими локальными системами пожаротушения и другими информационно-управляющими и измерительными системами. АСУ ПТ должна выполняться функционально и аппаратно независимой системой, а именно: выполнение функций АСУ ПТ в составе систем технологической автоматики не допускается. Ручные пожарные извещатели, предназначенные для ручного включения сигнала пожарной тревоги, устанавливаются в соответствии с требованиями НПБ 88-01 и включаются в систему пожарной сигнализации, отдельную от АСУ ПТ. Звуковые пожарные оповещатели, расположенные у объектов, не перечисленные в п. 8.2.1, должны подключаться к системе пожарной сигнализации, отдельной от АСУ ПТ. 8.1.2 Нижний уровень АСУ ПТ должен включать в себя адресные пусковые устройства, автоматические пожарные извещатели, средства измерения параметров работы оборудования АСУ ПТ (сигнализаторы, устройства управления, исполнительные механизмы), звуковые и световые пожарные оповещатели защищаемых технологических объектов. 8.1.3 Средний уровень АСУ ПТ должен включать в себя ПЛК, работающие в технологической локальной сети, и модули ввода-вывода, обеспечивающие: − сбор информации от адресных пусковых устройств, автоматических пожарных извещателей защищаемых объектов, устройств управления и преобразователей сигналов нижнего уровня; − формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы оборудования систем тушения пожаров и сигналов на включение средств оповещения о пожаре и управления эвакуацией в защищаемых технологических помещениях; − автоматическое управление средствами пенного пожаротушения; − оперативный контроль технологических параметров процесса тушения пожаров и состояния управляемого оборудования; − передачу информации о состоянии систем тушения пожаров на АРМ оператора АСУ ПТ; − связь с другими системами автоматизации (для обеспечения работы алгоритмов защиты технологического оборудования и т.д.); ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 52 из 153 − передачу информации в систему оповещения и управления эвакуацией персонала; − связь с верхним уровнем системы АСУ ПТ. 8.1.4 Верхним уровнем АСУ ПТ является АРМ АСУ ПТ в комплекте с ПО, который должен обеспечивать: − прием информации о состоянии средств обнаружения и тушения пожаров; − отображение состояния и работы системы пожаротушения и получение графиков измеряемых технологических параметров; − формирование и архивирование данных журнала событий для регистрации параметров технологического процесса тушения пожара, аварийных ситуаций и неисправностей, информации о невыполнении команд управления, с регистрацией времени возникновения события. 8.1.5 На АРМ должна отображаться технологическая схема системы тушения пожаров с отображением всех основных технологических объектов и характеризующих их параметров. 8.1.6 АРМ оператора АСУ ПТ с функциями управления устанавливается в операторной НПС (МДП). Периодичность формируемых отчетов должна отвечать требованиям п. 10.6.2. АРМ АСУ ПТ без функций управления (или табло) размещается в пожарном депо. При отсутствии пожарного депо указанный АРМ АСУ ПТ без функций управления размещается на посту охраны. 8.1.7 На принтер АРМ оператора АСУ ПТ должен обеспечиваться вывод по запросу оператора информации о работе АСУ ПТ, с указанием времени регистрации событий. 8.1.8 Для автоматизации систем тушения пожаров должны применяться комплексы программно-технических средств (КТС ПТК), сертифицированные в установленном порядке уполномоченной организацией в области пожарной безопасности. 8.2 Требования к средствам пожарной сигнализации 8.2.1 Для сигнализации пожара должны применяться следующие технические средства: − в закрытых помещениях магистральных и подпорных насосных (кроме помещений электродвигателей), КРД, СИКН, ССВД, маслосистемы, а также на открытых технологических площадках магистральных и подпорных насосных, сливо-наливных эстакад, причальных комплексов, СИКН, на резервуарах типа РВСПК, РВСПА, ЖБРПК – автоматические многодиапазонные пожарные извещатели пламени, реагирующие на электромагнитное излучение пламени или тлеющего огня, спектральная чувствительность которых должна соответствовать спектру излучения пламени горючих материалов, находящихся в защищаемой зоне; − в помещениях электродвигателей магистральных и подпорных насосных – автоматические дымовые пожарные извещатели, реагирующие на частицы твердых и жидких продуктов горения и (или) пиролиза в атмосфере; − на резервуарах типа РВС, РВСП – автоматические тепловые пожарные извещатели, реагирующие на определенное значение температуры; − в помещениях ЗРУ и кроссовых панелей – автоматические дымовые пожарные извещатели. Для сигнализации пожара в кабельных сооружениях в помещении кроссовых панелей (операторных) допускается применять автоматические линейные тепловые пожарные извещатели; − адресные пусковые устройства. Автоматические многодиапазонные комбинированные пожарные извещатели пламени должны обеспечивать регистрацию тестовых очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ Р 50898- ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 53 из 153 96, быть устойчивыми к воздействию вибрации, электромагнитных помех, прямого и отражённого солнечного света. Адресные пусковые устройства, предназначенные для включения системы пожаротушения в ручном режиме, размещаются на объектах в соответствии с требованиями п. 8.2.9. 8.2.2 Для обнаружения пожара каждая защищаемая зона в помещении и на открытых площадках, оборудованных системой автоматического пожаротушения, должна контролироваться не менее чем двумя автоматическими пожарными извещателями. Схема подключения автоматических пожарных извещателей должна обеспечивать однозначное определение числа сработавших извещателей. 8.2.3 На резервуарах типа РВСПК, РВСПА, ЖБРПК пожарные извещатели пламени должны устанавливаться по верхней образующей (в крыше) резервуара в соответствии с их техническими характеристиками, на расстоянии не более 12,5 м. друг от друга по периметру. При этом на каждом резервуаре должны быть организованы два независимых шлейфа пожарных извещателей пламени, с равномерным последовательным чередованием на резервуаре извещателей из разных шлейфов. Формирование режима «Пожар» в АСУ ПТ должно осуществляться при срабатывании любых двух (и более) пожарных извещателей пламени без учета их принадлежности к шлейфам. Подключение питания каждого шлейфа пожарных извещателей на резервуаре выполняется отдельным кабелем от отдельного независимого источника питания. Информационное подключение каждого шлейфа выполняется отдельным интерфейсным кабелем напрямую к УСО АСУ ПТ. 8.2.4 На резервуарах типа РВС и РВСП тепловые пожарные извещатели должны устанавливаться на расстоянии не более 12,5 м. друг от друга по периметру в крыше резервуара и на расстоянии не более 3-х метров от его стенки (чувствительный элемент извещателя при этом должен находиться под крышей резервуара). Допускается организация двух независимых шлейфов тепловых пожарных извещателей. Температура срабатывания теплового пожарного извещателя должна составлять плюс 90 о С. 8.2.5 В закрытых помещениях извещатели пламени устанавливаются с учетом угла обзора извещателя и максимальной дальности обнаружения пламени, указанной в технической документации извещателя пламени. Установка извещателей пламени должна обеспечивать контроль извещателями поверхности технологического оборудования и сооружений. 8.2.6 Все пожарные извещатели должны быть надежно закреплены и защищены от механических воздействий, быть устойчивы к воздействию электромагнитных помех со степенью жесткости не ниже второй по НПБ 57-97. Пожарные извещатели, устанавливаемые вне помещений, должны иметь конструктивное исполнение не хуже IP65. 8.2.7 Прием информации и обработка сигналов от автоматических пожарных извещателей, адресных пусковых устройств защищаемых объектов должны производиться программируемыми логическими контроллерами. 8.2.8 Формирование режима «Пожар» в АСУ ПТ должно осуществляться: − при срабатывании двух и более автоматических пожарных извещателей защищаемого объекта; − при срабатывании хотя бы одного адресного пускового устройства защищаемого объекта; − по команде с АРМ оператора АСУ ПТ. Для объектов, оборудованных системой пожаротушения, в режиме «Пожар» производится пуск системы тушения пожара. ОАО «АК «Транснефть» Руководящий документ. «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения» РД-35.240.00-КТН-207-08 ред. октябрь 2008 лист 54 из 153 Формирование режима «Внимание» в АСУ ПТ должно осуществляться при срабатывании одного автоматического пожарного извещателя защищаемого объекта. 8.2.9 Адресные пусковые устройства устанавливаются на высоте 1,5 м от уровня земли или пола и на расстоянии не менее 0,75 м от других органов управления и предметов, препятствующих свободному доступу: − вне защищаемого помещения МНСЗ, ПНСЗ у эвакуационных выходов на общей конструкции с кнопкой «Стоп МНС», «Стоп ПНС» на расстоянии не менее 6 метров от помещения; − вне защищаемого помещения СИКН у эвакуационных выходов на расстоянии не менее 6 метров от помещения; − в доступных и безопасных местах на расстоянии не менее 10 метров от насосных агрегатов МНСО и ПНСО на общей конструкции с кнопкой «Стоп МНС», «Стоп ПНС». Адресные пусковые устройства должны быть защищены кожухом, предотвращающим случайные механические воздействия, но обеспечивающим доступ для подачи команды. 8.2.10 Адресные пусковые устройства должны иметь указательные знаки, соответствующие требованиям ГОСТ Р 12.4.026 и НПБ 160-97. Адресные пусковые устройства, указанные в п. 8.2.9, должны иметь дополнительную информационную табличку «Дистанционный пуск системы тушения пожара» с указанием названия защищаемого объекта. 8.2.11 Средства АСУ ПТ в режимах «Ожидание» и «Пожар» должны обеспечивать: − возможность выдачи селективного (адресного) сигнала о пожаре; − формирование команды на автоматический пуск систем тушения пожаров; − автоматический контроль соединительных линий шлейфов автоматических пожарных извещателей, электрических цепей дистанционного пуска на обрыв и короткое замыкание; − передачу сигналов в систему технологической автоматики на управление технологическим оборудованием (отключение насосных агрегатов, систем вентиляции и т.д.); − формирование команды на включение звуковой и световой сигнализации защищаемых объектов; − формирование команды на включение звуковой сигнализации на территории МНСО и ПНСО; − передачу информации в систему речевого оповещения о пожаре и управления эвакуацией на территории технологического объекта. |