Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 [ 141 ] 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155

связь системы автоматики НПС с локальными системами автоматики вспомогательных сооружений.

По надежности (ГОСТ 27883, ГОСТ 27.002) система автоматизации НПС должна соответствовать требованиям:

вероятность безотказной работы системы за 2000 ч должна составлять не менее:

по автоматической защите - 0,98;

по программному управлению - 0,92;

по отображению - 0,90;

средний срок службы системы автоматизации - 1 0 лет.

По защищенности от внешних воздействий:

средства автоматики по исполнению для различных климатических районов и категории размещения в части воздействия климатических факторов внешней среды - УХЛ4 в соответствии с ГОСТ 15150;

средства автоматики, устанавливаемые во взрывоопасных зонах, должны иметь конструктивное исполнение, позволяющее их эксплуатацию во взрывоопасных зонах классов В-1 а и В-1г при взрывоопасной смеси категории 11А и группы ТЗ по

ГОСТ 1 2. 1 .011 ;

взрывозащищенная аппаратура уровня взрывозащиты -взрывобезопасная относится ко II группе, с температурным классом Т6 в соответствии с ГОСТ 12.2.020 и ГОСТ 22 782.0;

средства автоматики должны иметь защиту входных и выходных цепей (аналоговых и дискретных) от наводок и перенапряжений в соответствии с нормами МЭК 801-4.

По электробезопасности средства автоматики должны соответствовать ГОСТ 1 2.2.007.0 и ГОСТ 1 2 997. Все внешние части, находящиеся под напряжением, превышающим 42 В по отношению к корпусу, должны быть защищены от случайных прикасаний к ним во время работы. Изоляция частей, доступных для прикосновения, должна обеспечивать защиту человека от поражения электрическим током.

По электроснабжению - питание средств автоматики от сети переменного тока напряжением 220 В, частотой (50±1) Гц согласно ГОСТ 12 997.

Требования к структуре и функционированию:

система автоматизации должна состоять из функционально и аппаратно выделенных подсистем (локальных систем);

режим функционирования системы автоматизации круглосуточный, непрерывный.

Требования к комплексу технических средств:

система автоматизации должна быть изготовлена в соответ-

ствии с требованиями технических условий или технического задания;

система автоматизации на базе микропроцессорных средств должна иметь средства самоконтроля (тестового контроля) и диагностики.

Требования к программному обеспечению:

система автоматизации на базе микропроцессорных средств должна быть построена по модульному принципу и обеспечивать выполнение функций назначения.

К измерительным каналам системы автоматизации НПС относятся каналы измерения:

давления нефти;

давления в системе маслоснабжения, воздуха в корпусе электродвигателя и т.д.;

температуры подшипников агрегатов, корпуса насоса, обмоток электродвигателя;

температуры нефти;

вибрации агрегата;

загазованности помещения;

уровня нефти в резервуарах;

силы тока, напряжения, мощности.

Средства автоматизации, входящие в состав измерительного канала, должны иметь сертификаты утверждения типа средств измерений Госстандарта РК.

Класс точности средств измерений (ГОСТ 12 997, ГОСТ 23 222) в соответствие с правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (ПТЭ МН) установлен для:

приборов измерения давления (манометров) - 1,0;

преобразователей давления - 0,6;

термометров измерения температуры - 1,0;

преобразователей температуры - 1 ,0;

измерителей электрических параметров (напряжения, силы тока, мощности) - 2,5.

Пределы допускаемой приведенной основной погрешности: средств контроля вибрации ±10,0 %; газоанализаторов ±10,0 %.

Класс точности каналов телеизмерений технологических параметров оборудования НПС не более 0,5.

Класс точности калибровок уставок защит (ГОСТ 23 222, ГОСТ 12 997) в соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов установлен по:

давлению на приеме, в коллекторе и на выходе НПС - 1 ,5;

давлению в вспомогательных системах - 2,5;

температуре подшипников агрегата и корпуса насоса - 1 ,0.

Пределы допускаемой приведенной основной погрешности: уровню вибрации магистральных насосных агрегатов ± 10,0 %; загазованности ±5,0 %.

Система автоматизации НПС и применяемые средства автоматизации должны иметь разрешение органов государственного горнотехнического надзора РК на применение оборудования на объектах магистральных нефтепроводов.

16.3. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ НПС МАГИСАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Средства телемеханизации магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС из районного диспетчерского пункта или центрального диспетчерского пункта.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация должна обеспечивать:

централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;

централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками;

централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций для сокращения времени локализации аварий;

централизованный сбор информации о режиме работ и техническом состоянии оборудования.

Функции системы телемеханики должны удовлетворять следующим требованиям:

для функций телесигнализации аварийных сообщений и телеуправления магистральными, подпорными агрегатами и задвижками для локализации аварийных ситуаций быстродействие должно быть в пределах 2-5 с;

цикл опроса для функций телеизмерений состояния оборудования и режимах работы нефтепровода должен приниматься в пределах 20-40 с.

Объектами телемеханизации являются:

магистральные насосные;

подпорные насосные;

вспомогательные системы;

резервуарные парки;

узлы учета нефти;