2.287. САУ технологическими комплексами нефтегазодобывающего производства должны проектироваться с учетом:
обеспечения работы оборудования в наиболее экономичных режимах;
экономного расходования тепловой и электрической энергии, топлива и ГСМ.
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. Схемы автоматической защиты основных технологических сооружений и агрегатов должны проектироваться так, чтобы при исчезновении электропитания (сверх времени АПВ) срабатывала сигнализация или соответствующая защита.
2.295. Система автоматического управления должна проектироваться так, чтобы обеспечивались следующие условия:
при любом виде управления (автоматическом или ручном, дистанционном или местном) действовала автоматическая защита и блокировка оборудования;
при повреждении САУ, отсутствии электроэнергии или сжатого воздуха в цепях автоматики на управляемом оборудовании не возникало аварийного состояния.
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, независимо 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.VII-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 газы, не содержащие агрессивных примесей, если это допустимо по условиям эксплуатации приборов. При отрицательных температурах окружающей среды следует предусматривать меры по осушке и очистке газа 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 управления
2.306. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающих предприятий необходимо предусматривать следующие пункты контроля и управления:
пост оператора для обслуживания отдельных установок, агрегатов или группы агрегатов;
операторный пункт для обслуживания технологических процессов, группы установок, пунктов сбора и ЦПС;
районный диспетчерский пункт (РДП) для цехов основного производства (ЦДНГ, ЦППД и ЦПС);
центральный диспетчерский пункт (ЦДП) для нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).
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:
аварийную сигнализацию в виде одного обобщенного сигнала о возникновении аварийных режимов работы оборудования и срабатывании автоматической защиты по каждому блоку, входящему в технологический комплекс:
измерение важнейших параметров технологического процесса и сигнализацию отклонения их от нормальных значений;
автоматическое регулирование параметров, определяющих нормальный ход технологического процесса на технологическом комплексе или отдельных его частях;
дистанционное управление основными блоками, агрегатами, запорной арматурой, исполнительными механизмами;
передачу необходимой информации на верхний уровень управления.
2.308. С РДП на ЦДП должна передаваться технологическая информация, характеризующая основные показатели работы ЦДНГ, ЦППД и ЦПС:
общий объем добычи нефти и газа;
общий объем закачанной в пласт жидкости;
количество и качество товарной нефти, сданной потребителю;
количество израсходованного пара, воды, тепловой и электрической энергии, сжатого воздуха и других рабочих агентов.
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:
диспетчерская - место размещения пультов управления, щитов и другой аппаратуры, требующей постоянного наблюдения диспетчера;
аппаратная - место размещения аппаратуры ДП, не требующей постоянного наблюдения персонала диспетчерской службы;
комната обработки информации;
мастерская (лаборатория) - помещение для производства мелкого ремонта и наладки аппаратуры диспетчерского пункта;
комната оперативного дежурного персонала;
вспомогательные служебные 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.
д) СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
Общая часть
2.315. При проектировании систем связи следует руководствоваться "Общими требованиями к ведомственным сетям в части их увязки с общегосударственными сетями в ЕАСС", Минсвязи СССР "Правилами устройства электроустановок", а также нормами технологического проектирования сооружений связи Минсвязи:
"Проводные средства связи. Линейно-кабельные сооружения";
"Магистральные кабельные линии связи";
"Проводные средства связи. Линейно-аппаратные цехи OMС, СУ и ОУП";
"Проводные средства связи. Станции городских и сельских телефонных сетей".
2.316. Настоящие нормы распространяются на проектирование нефтепромысловой производственной связи и сигнализации объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды месторождений, на уровне ДНС (опорный пункт бригады) - ЦПС или УПН-ЦДНГ-НГДУ. Связь на более высоком уровне (НГДУ, нефтедобывающих объединений, Миннефтепрома и др.) проектируется по отдельным нормам.
2.317. Выбор варианта построения сети производственной связи должен осуществляться на основании технико-экономического расчета.
2.318. Производственная связь объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды месторождений должна учитывать требования норм гражданской обороны.
2.319. Устройства связи и сигнализации взрывоопасных помещений и наружных установок, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствовать требованиям ПУЭ-76 и "Инструкции по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон" Минмонтажспецстроя.
2.320. Проекты на строительство объектов связи Миннефтепрома подлежат согласованию с органами Минсвязи СССР в соответствии с "Положением о порядке координации строительства сооружений электросвязи в стране" Минсвязи СССР.
Виды производственной связи
2.321. Нефтепромысловые объекты должны обеспечиваться следующими видами связи и сигнализации:
общепроизводственной телефонной связью;
внутрипроизводственной диспетчерской и директорской связью;
распорядительно-поисковой и громкоговорящей связью;
передачей данных;
радиофикацией;
охранной и пожарной сигнализацией.
3.322. Для руководства и управления работой подразделений, служб и предприятий нефтедобычи следует предусматривать общепроизводственную связь.
2.323. Общепроизводственная связь должна проектироваться автоматической по коммутируемым телефонным каналам.
Телефонные станции производственной телефонной сети следует размещать при ЦПС, УПН, ЦДНГ.
При этом должны применяться АТС квазиэлектронной и координатной системы. На ЦПС, УПН должны устанавливаться АТС квазиэлектронной системы.
2.324. Емкость автоматических телефонных станций определяется количеством включаемых абонентских точек с учетом перспективы развития данного района, в соответствии со схемой развития нефтедобывающей промышленности.
2.325. Телефонные станции ЦПС, УПН должны иметь соединительные линии с телефонными станциями ЦДНГ или НГДУ.
Телефонные станции ЦДНГ должны включаться в телефонную станцию НГДУ.
Количество соединительных линий следует принимать:
при емкости АТС 50 номеров - 7 односторонних или 5 двухсторонних; .
при емкости 100 номеров - 11 односторонних или 7 двухсторонних;
при емкости 200 номеров - 15 односторонних.
Внутрипроизводственная связь
2.326. Внутрипроизводственная связь должна обеспечивать обмен информацией обслуживающего персонала, непосредственно управляющего технологическими процессами.
2.327. Для передачи информации между абонентами, имеющими постоянные технологические связи, следует предусматривать диспетчерскую связь по некоммутируемым телефонным проводным и радиоканалам связи, которая должна обеспечивать:
1) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС (УПН) с диспетчером НГДУ;
2) связь диспетчеров ЦДНГ и ЦПС между собой;
3) связь диспетчера ЦПС с диспетчером сооружений, принимающих нефть, газ и др. продукты с ЦПС или УПН;
4) связь диспетчера ЦПС (УПН) с объектами этих сооружений;
5) связь диспетчера ЦДНГ с опорными пунктами бригад по добыче нефти и газа;
6) радиосвязь опорного пункта бригады с операторами бригады.
2.328. Диспетчерская связь ЦДНГ с ДНС, КНС и другими объектами без постоянного обслуживающего персонала следует предусматривать по системам телемеханики.
2.329. Коммутаторы диспетчерской связи должны иметь возможность включения абонентов по каналам аппаратуры уплотнения.
2.330. Для обеспечения передачи информации между узким кругом абонентов, имеющих постоянные административные связи (руководитель, главный инженер ЦДНГ, ЦПС и др.), следует предусматривать директорскую связь.
2.331. Для передачи данных АСУ ТП на участке ЦДНГ, ЦПС (УПН) - НГДУ следует предусматривать канал связи с шириной стектра, обусловленной скоростью передачи сообщений.
