|
|
||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||||
|
Главная / Услуги / ГОСТы и СНиПы / ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений /
г) Автоматизация технологических процессовОбщая часть2.284. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающего производства необходимо руководствоваться указаниями следующих руководящих документов Миннефтепрома:
Руководящими материалами, действующими в системе Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР. 2.285. Уровень автоматизации технологических процессов к 1990 году должен быть не ниже 60 % с ежегодным 2-5 % ростом его по отдельным нефтедобывающим объединениям. 2.286. Технологические комплексы сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды, обслуживания и обеспечения нефтегазодобывающих предприятий должны оснащаться системами автоматического управления (САУ), обеспечивающими получение требуемого количества и качества выпускаемой продукции; безаварийную работу оборудования, как правило, без постоянного пребывания обслуживающего персонала. 2.287. САУ технологическими комплексами нефтегазодобывающего производства должны проектироваться с учетом:
2.288. Система автоматического управления технологическим комплексом должна проектироваться на базе САУ технологических блоков, установок и технологических линий, входящих в комплекс. 2.289. При проектировании САУ технологическими комплексами должны решаться вопросы автоматического сбора, обработки и передачи технологической информации с диспетчерских и операторных пунктов на верхний уровень управления. 2.290. Проекты автоматизации и телемеханизации нефтедобывающих предприятий, для которых предусматривается в дальнейшем разработка ОТ АСУ, должны являться составной частью раздела «Техническое обеспечение» проекта ОТ АСУ нефтедобывающего предприятия. Проектирование автоматизации и телемеханизации в этих случаях должно осуществляться в соответствии с конкретными решениями по информационному, математическому, организационному и техническому обеспечению ОТ АСУ, согласованными с организацией-разработчиком ОТ АСУ. 2.291. При проектировании объектов пробной эксплуатации следует предусматривать контроль основных технологических параметров и автоматизацию основных трудоемких и быстроизменяющихся процессов. При этом необходимо учитывать возможность реконструкции и перевода объектов на автоматический режим работы в последующие годы, на стадии промышленной разработки месторождения. 2.292. При разработке проектов автоматизации следует предусматривать автоматизацию узлов бригадного (цехового), промыслового и товарного учета нефти и газа, установку приборов для учета электрической и тепловой энергии, воды, пара, сжатого воздуха, ресурсов, используемых нефтедобывающим предприятием. 2.293. Системы автоматического управления должны обеспечивать автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающей среды. В случаях применения блочного автоматизированного оборудования, системами автоматизации которого предусмотрены не все блокировки, требуемые данными нормами, эти блокировки должны предусматриваться дополнительно при разработке проекта. 2.294. Системы автоматической защиты основных технологических сооружений и агрегатов должны проектироваться так, чтобы при исчезновении электропитания (сверх времени АПЗ) срабатывала сигнализация или соответствующая защита. 2.295. Система автоматического управления должна проектироваться так, чтобы обеспечивались следующие условия:
2.296. Схемы аварийной сигнализации должны предусматривать сохранение сигнала до его снятия оператором или диспетчером, даже если причина сигнализации за это время исчезла. 2.297. Для опробования, наладки, вывода на режим и контроля технологического режима при местном управлении должны устанавливаться местные приборы контроля. Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводом должны иметь местное управление, независимое от наличия других видов управления. 2.298. При проектировании технологических комплексов на основе блочно-автоматизированного оборудования должны разрабатываться общие схемы автоматизации, предусматривающие согласованную работу САУ отдельных технологических блоков и установок, входящих в состав комплекса. 2.299. Приборы и средства автоматизации должны выбираться с учетом реальных условий их работы по диапазонам изменения контролируемых параметров, температурных и атмосферных воздействий, характеристик измеряемой и окружающей среды, вибрации и т.д. Номенклатура применяемых в проекте приборов должна быть по возможности минимальной. 2.300. Аппаратура систем централизованного контроля должна допускать возможность подключения устройств регистрации информации на машинном носителе (перфокартах, перфолентах, магнитных лентах и др.). 2.301. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на открытых площадках, как правило, должны иметь эксплуатационные характеристики, позволяющие эксплуатировать их при расчетных температурах окружающего воздуха без дополнительного обогрева. Применение приборов, требующих обогрева, допустимо только в обоснованных случаях. 2.302. При установке приборов на наружных площадках следует максимально использовать для их обогрева тепло технологических сред в аппаратах и трубопроводах. Длина импульсных линий, требующих обогрева, должна быть минимальной. 2.303. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на площадках, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствовать требованиям гл. УП-3 «Правил устройств электроустановок». 2.304. Использование природного и нефтяного газа в качестве рабочего агента для пневматических систем автоматического регулирования не допускается. В системах защиты и блокировки оборудования, размещаемого на открытых площадках с производствами, отнесенными по ПУЭ к классу помещений В-1г, можно применять нефтяной и природный газ, не содержащие агрессивных примесей, если это допустимо по условиям эксплуатации приборов. При отрицательных температурах окружающей среды следует предусматривать меры по осушке и очистке согласно существующим требованиям. 2.305. Монтаж приборов и средств автоматики, соединительных проводов следует проектировать в соответствии с требованиями к «Системам автоматизации. Правилам производства и приемки работ». Пункты управления2.306. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающих предприятий необходимо предусматривать следующие пункты контроля и управления:
В отдельных случаях допустимо совмещение функций ОП и РДП в одном пункте управления. 2.307. На РДП или операторном пункте следует предусматривать аппаратуру, позволяющую осуществлять:
2.308. С РДП на ЦДП должна передаваться технологическая информация, характеризующая основные показатели работы ЦДНГ, ЦППД и ЦПС:
2.309. Диспетчерские пункты следует располагать в местах, имеющих подъездные дороги, надежное электро-, теплоснабжение, водоснабжение и канализацию. 2.310. Рекомендуется размещать ДП на площадках центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС) и по возможности блокировать с административно-хозяйственным блоком. 2.311. В составе диспетчерских пунктов рекомендуется предусматривать следующие помещения:
2.312. При проектировании диспетчерских пунктов следует предусматривать возможность размещения комплекса технических средств ОТ АСУ. 2.313. Районные и центральные диспетчерские пункты по обеспечению надежности электроснабжения следует относить к электроприемникам первой категории. 2.314. Диспетчерские пункты должны иметь диспетчерскую (автономную) связь с руководством ЦИТС и НГДУ и телефон, подключенный к общепромысловой телефонной сети. << назад / в начало / вперед >> 23 Марта 2012 г. |
||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||||