Автоматизация магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций

Система и средства автоматизации должны иметь разрешение на применение на объектах МН, выданное соответствующей уполномоченной организацией в установленном порядке.

Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее его эксплуатацию во взрывоопасных зонах согласно ГОСТ Р 51330.9 и иметь соответствующий сертификат, выданный уполномоченной организацией в установленном порядке.

Средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях, по исполнению для различных климатических районов и категории размещения в части воздействия климатических факторов внешней среды должны соответствовать исполнению УХЛ4 по ГОСТ 15150*.

При установке технологического оборудования на открытом воздухе первичные измерительные преобразователи, датчики, вторичные блоки, контроллеры, имеющие исполнение УХЛ4, должны размещаться в блок-боксах или специализированных контейнерах, оснащенных системой, обеспечивающей необходимые для нормального функционирования климатические условия и работающей в автоматическом режиме. При невозможности или нецелесообразности размещения датчиков и другого оборудования внутри блок-боксов и специализированных контейнеров они размещаются открыто и должны удовлетворять климатическому исполнению УХЛ1 по ГОСТ 15150*.

В частности, на линейной части МН,средства автоматизации и телемеханики располагаются в блок- боксах Пунктов Контроля и Управления (ПКУ). 

Питание систем автоматизации осуществляется от сети переменного тока напряжением  В и частотой (50±0,4) Гц согласно ГОСТ 13109. В сети переменного тока возможно кратковременное (до 30 секунд) снижение напряжения питания (величина напряжение питания менее 90 % от номинального), которое не должно вызывать выдачу ложных команд и сигналов в системе автоматизации.

Системы автоматизации должны обеспечивать сигнализацию и регистрацию отклонений от требований ГОСТ 13109 параметров сети переменного тока на секциях шин ЩСУ, на входных цепях электропитания систем автоматизации.

Микропроцессорные системы автоматики.

Автоматизация МН сейчас выполняется с использованием микропроцессорных систем автоматики (МПСА). Использование МПСА имеет целый ряд особенностей, но главное , что такие системы более современны и обладают более широкими возможностями.

Телемеханизация магистральных нефтепроводов

Средства телемеханизации МН предназначены для обеспечения дистанционного контроля и управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из МДП, районного (территориального) диспетчерского пункта. Для организации контроля и возможности управления из МДП (операторной НПС) технологическим оборудованием линейной части МН в зоне ответственности НПС необходимо предусматривать в МДП (операторной НПС) АРМ для контроля и управления технологическими объектами линейной части МН.

Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, энергохозяйство, резервуарные парки, узлы учета нефти, средства электрохимзащиты, линейная часть МН.

Телемеханизация магистральных нефтепроводов должна обеспечивать:

- выполнение функций контроля операторами НПС (в зоне ответственности НПС) диспетчерскими службами РДП, ТДП фактических параметров работы нефтепроводов, НПС, РП на соответствие нормативно-технологическим параметрам;

- телеуправление технологическим оборудованием НПС, оборудованием линейной части МН (в зоне ответственности) из МДП, РДП, ТДП;

- сбор информации о возникновении аварийных ситуаций;

- сбор информации о техническом состоянии оборудования;

- передачу сигнализации об аварийном состоянии (аварийной остановке) НПС на предыдущую (по потоку нефти) НПС при наличии соответствующих требований по п.6.4.3.11 РД-35.240.00-КТН-207-08;

- сбор информации, необходимой для контроля режимов работы МН по выбранному критерию.

Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень диспетчера РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунды. Время передачи управляющей команды диспетчером РДП (ТДП) на любой телемеханический объект не должно превышать 2 секунды.

 Общее время сбора информации со всех контролируемых объектов нефтепровода на уровне РДП (ТДП) не должно превышать 10 секунд.

 Комплекс средств телемеханики должен обеспечивать получение информации, необходимой для работы системы обнаружения утечек (СОУ). Время сбора этой информации в РДП (ТДП) не должно превышать 2 секунд при условии применения цифровых интерфейсов передачи данных.