Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов

Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов должна обеспечивать:

- автоматическую защиту оборудования НПС, резервуарного парка и линейной части МН;

- автоматическое регулирование давления в МН;

- регистрацию и отображение информации о работе оборудования МН;

- контроль и управление оборудованием МН из операторной, местного диспетчерского пункта, районного диспетчерского пункта и территориального диспетчерского пункта;

- связь с другими системами автоматизации.

Оборудование объектов МН (системы связи, системы энергоснабжения, технологическое оборудование и т.д.) должно обеспечивать возможность проведения комплексной автоматизации.

Объектами автоматизации на МН являются нефтеперекачивающие станции с емкостью (с подпорными и магистральными насосными и резервуарными парками), промежуточные нефтеперекачивающие станции с магистральными насосными, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть МН.

Автоматизация и телемеханизация для различных уровней контроля и управления должна обеспечивать:

- контроль и управление из операторной технологическим оборудованием НПС, РП;

- контроль и управление из местного диспетчерского пункта технологическим оборудованием всех НПС, резервуарным парком, автоматизированной системой управления пожаротушением, вспомогательными сооружениями при размещении их на одной площадке;

- телеконтроль и телеуправление из местного диспетчерского пункта оборудованием линейной части МН;

- телеконтроль и телеуправление с вышестоящего уровня управления оборудованием линейной части МН и технологическим оборудованием НПС.

В МДП (операторной) должен размещаться комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров работы оборудования НПС, РП. Схема расположения технических средств и средств отображения АСУ ТП и ПТС в аппаратной. Режим функционирования системы автоматизации − непрерывный.

По надежности система автоматизации должна соответствовать требованиям стандартов Компании, ГОСТ 27883, ГОСТ 27.002: вероятность безотказной работы за 2000 часов должна составлять:

− по функциям защиты − 0,98;

− по функциям управления − 0,92;

− по измерению и отображению информации − 0,9.

Отказом функции защиты считается невыполнение или несоответствующее выполнение переключения (отключения) оборудования при наличии аварийной ситуации.

Отказом функции управления считается невыполнение или несоответствующее выполнение принятой команды управления.

Отказом отображения считается отсутствие или искажение измеренного значения физической величины на устройстве отображения.

Система и средства автоматизации должны иметь разрешение на применение на объектах МН, выданное Ростехнадзором, его территориальными органами.

Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее его эксплуатацию во взрывоопасных зонах и иметь соответствующий сертификат, выданный уполномоченной организацией в установленном порядке.

Электропитание системы автоматизации осуществляется от сети переменного тока напряжением (220±22) В и частотой (50±0,4) Гц. Системы автоматизации должны обеспечивать сигнализацию и регистрацию отклонений параметров сети переменного тока на секциях шин ЩСУ, на входных цепях электропитания систем автоматизации.

Для электропитания первичных преобразователей, щитов МПСА, АСУ ПТ, БРУАЗ, АРМ должны быть предусмотрены источники бесперебойного питания..

Функции контроля должны предусматривать:

− контроль соответствия текущих значений технологических параметров контроля и защит допускаемым (нормативным) значениям;

− срабатывание звуковой и визуальной сигнализации при отклонении параметров режима работы нефтепровода и оборудования НПС, РП от нормативных значений, при изменении состояния оборудования НПС и срабатывании защит.

Функции отображения и регистрации должны предусматривать:

− отображение состояния и параметров функционирования оборудования и режима работы нефтепровода на видеомониторах и мнемосхемах;

− отображение в табличной форме фактических и нормативных значений нормативно-технологических параметров, характеризующих работу оборудования НПС, РП, МН. Аварийные события должны регистрироваться на цифровых носителях информации.

Значения давлений на приеме МНС, в коллекторе МНС, на выходе НПС и положения поворотных затворов (частота вращения электродвигателей при использовании ЧРП) должны записываться и храниться на регистрирующих приборах, исключающих возможность несанкционированного доступа.

Измерительные каналы систем автоматизации должны обеспечивать получение результатов с нормируемой точностью. Средства измерения, входящие в состав измерительного канала, должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений, выданные уполномоченной организацией в установленном порядке.

Диапазон измеряемого параметра определяется его предельными значениями. Верхнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным максимальному значению, аварийному или определенному технологическими требованиями. Нижнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным минимальному значению, аварийному или определенному технологическими требованиями.

Система автоматизации должна выполнять функции связи с системой телемеханики, а также осуществлять обмен данными с другими локальными системами автоматизации, информационными системами и измерительными системами.

Объем информации, передаваемый в систему автоматизации НПС от других систем управления технологическими процессами (объектами), должен обеспечивать передачу обобщенных сигналов режима технологического процесса и сигнал аварийного состояния.