Технические решения
Данным типовым проектом предусматривается оборудование автоматизации ПНС, относящееся к нижнему уровню системы автоматизации НПС. В проекте предусматриваются
датчики технологических параметров и первичные преобразователи, шкафы приборные.
Оборудование среднего и верхнего уровня определяется при выполнении рабочей документации с использованием настоящего типового проекта и должно соответствовать ТПР-35.240.10-КТН-012-10 «Комплекс типовых проектных решений автоматизации НПС и резервуарных парков на базе современных технических решений и комплектующих».
Функции и характеристики системы автоматизации должны соответствовать требованиям РД-35.240.00-КТН-207-08 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения».
Для контроля работы технологического оборудования применяются датчики давления с выходными сигналами 4-20мА, основная погрешность 0,4%, в комплекте поставляется переходник на резьбу М20х1,5. Предусмотрено оснащение приборов давления антипульсаторами.
Датчики для контроля работы технологического оборудования устанавливаются на технологическом оборудовании на закладных конструкциях, предусмотренных в технологической части проекта, и в наружных приборных шкафах с обогревом.
На площадке подпорной насосной устанавливаются следующие наружные приборные шкафы:
- возле входных коллекторов подпорной насосной (с датчиками контроля давления на входных коллекторах);
- возле выходного коллектора подпорной насосной (с датчиком контроля давления на выходном коллекторе);
- возле каждого подпорного агрегата (с датчиком контроля давления на выходе подпорного агрегата, кнопкой останова подпорного агрегата);
- на входном коллекторе каждого подпорного агрегата возле фильтра (с датчиком контроля перепада давления на фильтре и датчиком контроля давления на входе подпорного агрегата);
- возле выходного коллектора погружного насоса емкости для сбора утечек и дренажа (ЕП-25) (с датчиком контроля давления на выходе погружного насоса).
В проекте предусмотрены герметичные колодцы для установки устройств отбора давления. Колодцы учитываются в технологической части проекта.
Соединение датчиков с трубопроводом выполняется трубой из нержавеющей стали с диаметром внутреннего проходного отверстия 10 мм. В качестве запорных устройств используются шаровые краны, корпус которых выполнен из нержавеющей стали с диаметром внутреннего проходного отверстия 10 мм. Перед сдачей в эксплуатацию импульсные трубки проходят испытание на прочность с давлением 1,25 рабочего в соответствии со СНиП 3.05.05-84. Предусмотрен электрический обогрев импульсных линий.
В проекте предусматривается система параллельного контроля и измерения вибрации подпорных агрегатов, выдача управляющих сигналов для срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации для каждого агрегата при достижении вибрацией установленного уровня. Система контроля вибрации обеспечивает обмен информацией по интерфейсу RS-485 (протокол обмена ModBus). Диапазон рабочих частот от 10 до 1000 Гц, диапазон измерений 0-24 мм/с. Допускается применение датчиков вибрации с выходным сигналом 4..20 мА и подключение к шкафу УСО без вторичного прибора системы измерения вибрации.
Кнопки «Стоп ПНС» для аварийного отключения подпорной насосной устанавливаются вне площадки на расстоянии не менее 10 м от подпорных агрегатов. На площадке устанавливается 4 кнопки.
Для подключения первичных датчиков к системе автоматизации используются контрольные кабели с медными жилами, экранированные, в негорючей оболочке.
Все оборудование системы автоматизации должно иметь действующую разрешительную документацию в полном объеме требований норм и стандартов РФ, включая разрешение на применение на объектах МН, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор РФ) в порядке и на условиях, установленных «Административным регламентом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по исполнению государственной функции по выдаче разрешений на применение конкретных видов (типов) технических устройств на опасных производственных объектах», должно быть включено установленным порядком в «Реестр технических условий, программ и методик приемо-сдаточных испытаний на продукцию, закупаемую группой компаний «Транснефть» («Реестр ТУ и ПМИ»). Допустимо наличие действующего разрешения на применение на объектах МН, выданного иным исполнительным органом власти РФ, правопреемником которого является Ростехнадзор РФ.
Средства измерений, применяемые в проекте должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, при вводе в эксплуатацию иметь действующие отметки о поверке. Измерительные каналы системы автоматизации должны быть метрологически обеспечены в соответствии с ГОСТ Р 8.596-20002 “Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения”.
Все оборудование, эксплуатируемое во взрывоопасных зонах, должно иметь взрывозащищенное исполнение, соответствовать требованиям ГОСТ 51330.9-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон», документу «Технический регламент о безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» и требованиям Федерального закона от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».