Тема 4. 4. Системы автоматизации нефтяных скважин (блочных сепарационных установок, установок комплексной подготовки нефти, поддержания пластового давления)

с. 304 – 323; 335 – 355; 360 – 368 Исакович. (раздел 3).

Тема 4.5. Автоматизация нефтеперекачивающих станций.Автоматизация магистральных нефтепроводов. с. 376 – 381. Исакович. (раздел 3).

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; 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; прием от СА следующей (по потоку нефти) НПС сигналов об аварийной остановке МНА.При срабатывании агрегатной защиты СА должна блокировать выполнение команд управления МНА (ПНА): включение высоковольтного выключателя 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.При срабатывании общестанционной защиты СА 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.

СА 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. Снятие блокировки управления, установленной общестанционной или агрегатной защитой, выполняется СА только после деблокирования защиты.Деблокирование защит выполняется оператором после исчезновения условий, приведших к срабатыванию защиты, и ликвидации последствий нештатной ситуации.Достижение контролируемыми параметрами предельных значений, срабатывание общестанционных и агрегатных защит должны сопровождаться звуковой и визуальной сигнализацией в операторной НПС (МДП).

Срабатывание общестанционных защит должно также сопровождаться звуковой сигнализацией на территории технологического объекта.При необходимости закрытия (открытия) задвижек в соответствии с требованиями алгоритмов общестанционных или агрегатных защит, система автоматизации 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.

АВТОМАТИЗАЦИЯ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ Общие требования 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.

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.

АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ТУШЕНИЯ ПОЖАРА Общие требования 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.

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.

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. 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.); передачу информации в систему оповещения и управления эвакуацией персонала; связь с верхним уровнем системы АСУ ПТ.

          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. На АРМ должна отображаться технологическая схема системы тушения пожаров с отображением всех основных технологических объектов и характеризующих их параметров. АРМ оператора АСУ ПТ с функциями управления устанавливается в операторной НПС (МДП). Периодичность формируемых отчетов должна отвечать требованиям п. 10.6.2.