УТВЕРЖДАЮ: Первый заместитель генерального директора

УТВЕРЖДАЮ:
Первый заместитель генерального директора –
главный инженер ООО «Башнефть–Добыча»
___________________ А.С. Малышев
«___»____________2013 г.
ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ (ПРОЕКТ)
на разработку проектной документации систем автоматизации обустройства СаратовскоБеркутовской группы газоконденсатных месторождений.
(уровень полевого оборудования)
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
1.
Наименование
разделов
документации
Содержание основных данных и требований
1.1.
Проектная документация.
1.2.
Рабочая документация 1.
_______
1
–
технические требования к автоматизированной системе управления технологическими
процессами (АСУТП) представлены отдельно в «Технических условиях на разработку проектной
документации систем автоматизации обустройства Саратовско-Беркутовской группы газоконденсатных
месторождений (уровень АСУТП).
2.
Краткая
характеристика
объекта
Объектами автоматизации обустройства Саратовско-Беркутовской группы
газоконденсатных месторождений являются:
2.1.
Добывающие газоконденсатные скважины, узлы дозирования реагентов,
система сбора продукции;
2.2.
Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) Саратовско-Беркутовской
группы газоконденсатных месторождений в составе:
2.2.1. Комплекс основного производственного назначения:
▪ цех сбора и первичной сепарации газа;
▪ цех подготовки газа;
▪ цех подготовки конденсата;
▪ цех компримирования газа (на перспективу);
▪ цех сероочистки газа;
▪ цех получения серы;
▪ цех регенерации метанола (согласно ТЭР);
▪ цех сжатого воздуха КИП;
▪ энергетические объекты (основной источник электроснабжения –
газопоршневая
электростанция
(ГПЭС),
резервный
источник
электроснабжения – дизельная электростанция (ДЭС));
▪ факельное хозяйство;
▪ площадка дренажных емкостей.
2.2.2. Комплекс вспомогательного производственного назначения:
▪ резервуары хранения метанола;
▪ резервуары хранения конденсата;
▪ резервуары хранения бензина (при необходимости);
▪ резервуары хранения дизтоплива;
▪ резервуары хранения остаточной фракции;
▪ резервуары хранения жидкой серы;
▪ насосные станции внутрипарковой перекачки;
▪ установки слива-налива;
▪ склад товарной серы;
▪ склад химреагентов;
▪ операторные;
▪ установка пожаротушения;
▪ объекты теплоснабжения (блочная автоматизированная котельная или
котлы-утилизаторы ГПЭС).
2.2.3. Комплекс непроизводственного назначения:
▪ административно-бытовой комплекс;
Лист 1 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪
▪
▪
лаборатория;
механическая мастерская;
контрольно-пропускные пункты.
2.3.
Водозаборные сооружения (ВС) с системой водоводов до УКПГ;
2.4.
Водопоглащающие скважины с системой нагнетательных трубопроводов
от УКПГ до водопоглащающих скважин;
2.5.
Линейные объекты для транспорта газа (газопровод) от УКПГ до точки
подключения в газотранспортную систему (ГТС) ОАО «Газпром»;
2.6.
Узел коммерческого учета газа (в ГТС ОАО «Газпром»);
2.7.
Узел подключения в ГТС ОАО «Газпром»;
2.8.
Линейные
объекты
для
транспорта
стабильного
конденсата
(конденсатопровод) от УКПГ до площадки складирования стабильного конденсата;
2.9.
Склады стабильного конденсата и гранулированной серы с отгрузочными
терминалами (включая системы учета готовой продукции).
Объекты
автоматизации
расположены
на
территории
Кугарчинского,
Куюргазинского и Мелеузовского районов республики Башкортостан. В данном
проекте к месторождениям Саратовско-Беркутовской группы месторождений
относятся
следующие
газоконденсатные
месторождения:
Саратовское,
Беркутовское, Исимовское, Подгорновское.
Данный состав объектов автоматизации является предварительным и должен быть
уточнен на этапе проектирования.
3.
Общие требования
3.1.
Уровень КИПиА должен включать в себя интеллектуальные датчики,
сигнализаторы, анализаторы, вычислители, преобразователи и исполнительные
механизмы, а также электрические и другие приводы, установленные, как
непосредственно на технологическом оборудовании, так и в специальных
помещениях.
3.2.
Проектная документация на автоматизацию объекта должна быть
выполнена в соответствии с действующими Нормами и Правилами
проектирования, с учетом требований Стандарта Общества СТ-17-01-01 «АСУТП
нефтегаздобычи» и данных технических условий.
3.3.
При разработке проектной документации, организации и производстве
работ руководствоваться действующими нормативно-техническими документами
Российской Федерации, отраслевыми стандартами (СТО) «Газпром» по
магистральным трубопроводам и Техническими условиями на подключение
проектируемого
газопровода
от
Саратовско-Беркутовской
группы
газоконденсатных месторождений к распределительным газопроводам Кумертау –
Ишимбай и Поляна – Канчуринско Мусинский ПХГ, утвержденными 13.12.2012г.
заместителем Председателя правления ОАО «Газпром» Маркеловым В.А.
3.4.
В целом объем автоматизации объекта должен соответствовать классу 3
(перспективному) в соответствии со Стандартом Общества СТ-17-01-01 «АСУТП
нефтегаздобычи». В обоснованных случаях допускается отклонения от
соответствия 3-му классу с учетом экономической целесообразности по
согласованию с Заказчиком.
3.5.
Проектные решения по телемеханизации выполнить в соответствии с
нормативными документами «Основные положения по автоматизации,
телемеханизации и автоматизированным системам управления технологическими
процессами транспортировки газа», утвержденные ОАО «Газпром» 22 января 1996
года, «Системы линейной телемеханики магистральных газопроводов. Основные
технические требования», утвержденные ОАО «Газпром» 24 февраля 1998 года.
3.6.
При разработке проектной документации, организации и производстве
работ в части системы автоматизации объекта должна быть учтена этапность
строительства объекта (возможное увеличение производительности УКПГ, ввод в
эксплуатацию новых месторождений). При производстве работ по расширению
объектов должна быть обеспечена работоспособность системы автоматизации,
действующей на момент запуска последующего этапа.
3.7.
Приборы и оборудование КИПиА должны иметь разрешение на
применение,
выданное
Федеральной
службой
по
экологическому,
технологическому и атомному надзору РФ.
3.8.
Применяемые средства измерений (СИ) должны быть внесены в
Государственный реестр средств измерений РФ, должны иметь действующий
Лист 2 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
сертификат об утверждении типа средства измерения и методику поверки.
3.9.
Использование экспериментальных СИ, приборов и оборудования
недопустимо. СИ и оборудование не должно быть или приближаться к категории
морально устаревшего.
3.10. Выбор оборудования КИПиА должен быть выполнен на основе анализа
требуемой точности, надежности, отказоустойчивости и экономической
целесообразности.
3.11. Оборудование КИПиА должно соответствовать климатическим условиям
эксплуатации оборудования с учетом абсолютного минимума и максимума
температур.
3.12. Оборудование КИПиА должно соответствовать технологическим условиям
эксплуатации (в т.ч. по химической стойкости в средах содержащих сероводород).
3.13. С целью унификации КИПиА, используемых на объектах проектирования
(в том числе и для блочно-поставляемого оборудования), оборудование должно
быть максимально представлено линейкой одного производителя и согласовано с
Заказчиком.
3.14. Система противоаварийной защиты (ПАЗ) должна быть предназначена для
аварийного перевода всего технологического процесса (или отдельных установок в
этом процессе) в безопасное состояние. В состав системы ПАЗ могут входить
электрические, электронные, пневматические или гидравлические системы,
включая программируемые компоненты.
3.15. Приборы, задействованные в системе ПАЗ, необходимо устанавливать
независимо (отдельно) от приборов системы РСУ (распределённой системы
управления), предусмотрев для них отдельные (от приборов РСУ) точки
подключения к технологическому процессу, отдельные кабели связи и отдельную
систему электропитания. Для критических с точки зрения безопасности контуров
измерения / управления по каждому технологическому процессу должна быть
рассмотрена необходимость резервирования всей цепочки контура, вплоть до
резервирования полевого КИПиА. Перечень параметров, контролируемых
системой ПАЗ, должен быть определён в ходе изучения и анализа опасностей
технологического процесса.
3.16. Все приборы и исполнительные механизмы, применяемые в системе ПАЗ
должны
быть
с
входным/выходным
унифицированным
аналоговым
мультиплексором (4 – 20 мА, с поддержкой протокола HART), при этом, для
выделения НАRТ-протокола следует использовать сертифицированный НАRТ –
мультиплексор. Вместо НАRТ – мультиплексора может быть использован модуль
ввода/вывода, который поддерживает протокол HART.
3.17. В системе РСУ должны использоваться сертифицированные цифровые
линии (FieldBus или аналогичные), либо аналого-цифровые (4 - 20мА с поддержкой
HART-протокола)
для
связи
модулей
ввода/вывода
контроллера
с
интеллектуальными приборами. Выбор того или иного способа связи должен
рассматриваться индивидуально для каждого КИПиА.
3.18. Выбранные полевые устройства должны обеспечивать, но не
ограничиваясь:
▪ самодиагностирование и самотестирование;
▪ диагностирование ошибок измерения;
▪ сигнализацию необходимости калибровки.
Данные функции должны быть реализованы посредством специального
программного модуля для диагностики и технического обслуживания полевых
КИП.
3.19. Если не оговорено иначе, то диапазоны измерения средств КИПиА должны
выбираться таким образом, чтобы рабочее значение технологического параметра
лежало между 30% и 80% шкалы прибора, принимая также во внимание указанные
технологами его минимальное и максимальное значения.
3.20. Необходимо минимизировать применение устройств, требующих
установки вторичных приборов, либо отдельных блоков питания.
3.21. Необходимо минимизировать применение КИП с дискретным выходным
сигналом.
3.22. Запорная арматура должна быть установлена на каждой точке подключения
прибора КИПиА к процессу, где присутствует давление. Каждый прибор КИПиА
должен иметь свою независимую точку подключения к процессу.
3.23. Подключение КИПиА к технологическому процессу с вязкой или
Лист 3 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
коррозионно-активной средой, должно производиться с помощью уплотнения
дистанционной мембраной, служащей для предотвращения контакта таких веществ
с внутренностями измерительных элементов КИПиА.
3.24. Присоединительные размеры резьбовых соединений датчиков температуры
и давления, показывающих манометров и термометров к процессу должны быть
М20х1,5.
Показывающие
термометры,
датчики
температуры
должны
устанавливаться на технологическом оборудовании с термокарманами.
3.25. Импульсные линии приборов КИПиА должны быть выполнены из
бесшовной стальной нержавеющей трубки внешним диаметром 12 мм, как
минимум, и толщиной стенки не менее 1,5 мм. Фитинги и разъёмы должны иметь
конусные самозапрессовывающиеся уплотнения, с двойным обжимным кольцом и
т.д.
3.26. Питание полевых средств КИПиА, сенсоров пожаро - и газообнаружения
должно осуществляться по двухпроводной схеме с питанием от модулей
контроллера либо искробезопасных барьеров.
3.27. СИ и средства автоматизации следует размещать в отапливаемых блокбоксах (в случае необходимости). Расположенные на наружных участках СИ и
средства автоматизации должны быть оснащены козырьками (укрытия,
предназначенные от воздействия осадков и прямых солнечных лучей), при
необходимости их следует располагать в утепленных обогреваемых шкафах.
Уровнемерные колонки преобразователей уровня должны быть утеплены и
снабжены обогревателями (в случае необходимости).
3.28. Минимально допустимый уровень защиты от влаги и пыли для
оборудования, установленного на площадке, должен быть по классу исполнения
IP54. Минимально допустимый уровень защиты от влаги и пыли для
установленного оборудования внутри помещений должен быть IP42.
3.29. Расчетный срок службы контрольно-измерительных приборов в условиях
эксплуатации должен быть минимум 10 лет.
3.30. Автоматическая пожарная сигнализация должна быть выполнена согласно
действующим нормам с выводом информации на контрольный вторичный прибор,
установленный в операторной, в АСУ ТП и систему оповещения при пожаре.
Сигнал о пожаре должен дублироваться на контрольно-пропускные пункты объекта
и на ближайшее подразделение пожарной охраны или центральный пункт
пожарной связи (при необходимости).
4.
Требования
безопасности
4.1.
Всё оборудование КИПиА, материалы и способы его монтажа должны
полностью соответствовать требованиям, предъявляемым к зонам взрывоопасности
соответствующих категорий, в которых это оборудование размещено.
Расположение и классификация взрывоопасных зон должна быть указана в
проектной документации.
4.2.
Основным методом взрывозащиты принять метод «искробезопасная
электрическая цепь» EEx(i). Допустимые методы для удовлетворения требований
по опасным зонам перечисляются ниже в порядке их предпочтительности:
▪ огнестойкое или взрывобезопасное исполнение, тип EEx(d);
▪ повышенной безопасности исполнение, тип EEx(e);
▪ специальная защита, тип EEx(s).
4.3.
Предусмотреть использование защитных гальванических разъединителей
для установок в искробезопасном исполнении, за исключением тех случаев, когда
отсутствует возможность применения такого рода защиты. Электромагнитные
клапаны, используемые в опасных зонах, должны быть взрывобезопасного типа
EEx(i).
5.
Требования к
приборам измерения
расхода
Расходомеры переменного перепада давления:
▪ диафрагма должна быть изготовлена из коррозионно-эрозионностойкого по
отношению к измеряемой среде материала, температурный коэффициент линейного
расширения которого известен в диапазоне изменения температуры среды;
▪ на каждый расходоизмерительный узел должен быть выполнен расчет
сужающего устройства и погрешности измерения в соответствии с ГОСТ 8.5862005, с определением:
(a) Геометрических
параметров
диафрагмы
и
измерительного
трубопровода.
(b) Верхнего и нижнего предела измерения расхода и количества среды
5.1.
Лист 4 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
при заданной погрешности измерения.
(c) Предельного перепада давления на диафрагме, соответствующего
верхнему пределу измерения расхода среды.
(d) Относительной погрешности (неопределенности) измерения расхода и
количества измеряемой среды в диапазоне 1:10.
▪ предельный перепад давления на диафрагме, соответствующий верхнему
пределу измерения расхода среды, не должен превышать 62 кПа;
▪ верхний предел измерения дифференциального давления должен быть на
30% больше расчетного предельного перепада давления на сужающем устройстве;
▪ для приведения расхода и количества газа к нормальным условиям должен
применяться многопараметрический флоу-трансмиттер (флоу-компьютер) в
комплекте с многопараметрическим датчиком дифференциального и статического
давления. Вычислитель должен иметь программное обеспечение, осуществляющее
расчет расхода и количества среды в соответствии с ГОСТ 8.586-2005 с введением
соответствующих коэффициентов коррекции;
▪ для расходомеров переменного перепада давлений в целях расширения
нижней границы измерения, должно быть предусмотрено применение
вычислителей
с
дополнительным,
помимо
основного,
датчиком
дифференциального
давления.
Калиброванный
диапазон
измерения
дифференциального давления дополнительного датчика должен составлять 30% от
калиброванного диапазона основного датчика.
5.2.
Кориолисовые расходомеры:
▪ кориолисовые расходомеры могут применяться при измерениях расхода и
количества жидких и газообразных сред;
▪ комплекс должен включать кориолисовый расходомер, датчики давления,
температуры и вычислитель расхода;
▪ связь между датчиком и вычислителем должна осуществляться по
цифровому каналу передачи данных;
▪ в трансмиттерах кориолисового расходомера должна быть предусмотрена
компенсация влияния фактического значения температуры и давления
технологической среды.
5.3.
Ультразвуковые расходомеры:
▪ ультразвуковые расходомеры могут применяться при измерениях расхода
и количества очищенного природного газа, при наличии постоянной скорости
потока и однородности измеряемой среды;
▪ расходомер должен быть установлен между двумя прямыми
цилиндрическими участками труб постоянного сечения. Возможна установка
струевыпрямителя на входном измерительном трубопроводе. Размеры и параметры
прямолинейных измерительных трубопроводов до и после расходомера, а также
струевыпрямителя, должны соответствовать рекомендациям поставщика и
требованиям нормативных документов, но не менее 20 Dу до расходомера, и 15 Dу
после расходомера;
▪ комплекс ультразвукового расходомера должен включать в себя
расходомер с трансмиттером (блоком электроники), датчики давления и
температуры, вычислитель.
5.4.
Вихревые расходомеры:
▪ вихревые расходомеры могут применяться при измерениях расхода
низковязкой жидкости, газа, пара.
5.5.
Другие методы измерения расхода должны быть рассмотрены для
применения в конкретных обстоятельствах.
6.
Требования к
приборам измерения
давления
Общие требования:
▪ все части, контактирующие с измеряемой средой, должны быть
изготовлены из устойчивого к коррозии материала с учетом свойств измеряемой
среды;
▪ приборы, предназначенные для измерения абсолютного давления, должны
иметь барометрическую компенсацию показаний;
▪ где необходимо, следует применять защиту от передавливания.
Запрещается применение защиты от передавливания для приборов КИП давления,
задействованных в системе ПАЗ.
6.2.
Манометры:
6.1.
Лист 5 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ манометры должны соответствовать требованиям ГОСТ 2405-88;
▪ материал измерительного элемента для технических манометров должен
обеспечивать коррозионную устойчивость;
▪ все манометры должны быть предусмотрены в соответствии с
требованиями техники безопасности, с небьющимся (или не дающим осколков)
стеклом. Манометры с верхним пределом измерения до 2,5 МПа должны иметь на
задней поверхности разрывной предохранительный диск. Манометры с верхним
пределом измерения свыше 2,5 МПа должны иметь прочную лицевую часть и
полностью вышибаемую заднюю часть.
▪ внутренние части и механизмы манометров, подверженных вибрации или
пульсации, должны быть заполнены глицерином или силиконом. Манометры
должны выдерживать без смещения нуля или верхнего предела измерения,
превышение давления (перегрузку) в размере 1,3 раза от верхнего предела
измерения. Там, где перегрузка может быть выше, чем в 1,3 раза, следует
использовать специальные защитные демпфирующие устройства;
▪ при необходимости перед манометрами должны быть предусмотрены
камеры сглаживания пульсации (демпферы);
▪ манометры, установленные в местах повышенной вибрации, должны быть
специального исполнения;
▪ диапазоны измерения манометров должны выбираться таким образом,
чтобы нормальное рабочее давление отображалось во второй трети шкалы
манометра. При выборе диапазонов измерения следует руководствоваться
существующим стандартным рядом пределов измерений.
6.3.
Преобразователи давления:
▪ преобразователи давления (статического и дифференциального) должны
соответствовать требованиям ГОСТ 22520-85;
▪ датчики должны иметь возможность перенастройки (перекалибровки)
диапазона измерений на месте эксплуатации в соотношении не менее чем 1:20 от
верхнего предела измерения;
▪ нормальное рабочее давление должно быть не выше 65% от верхнего
откалиброванного предела измерения преобразователя;
▪ для измерения низких давлений и вакуума следует использовать
дифференциальные преобразователи давления, проводящие соединение низкого
давления открыто к атмосферному давлению;
▪ преобразователи должны быть интеллектуальные, с выходным сигналом
4-20 мA, с поддержкой HART-протокола (либо с цифровой передачей данных
Foundation Fieldbus);
▪ номинальная статическая характеристика преобразователя должна быть
линейной при измерении давления, и квадратичной при использовании с
расходомерами на основании сужающего приспособления (диафрагмы);
▪ преобразователи статического давления должны выдерживать перегрузку
давлением в размере 1,25 от верхнего предела измерений. Преобразователи
дифференциального давления должны выдерживать одностороннюю перегрузку в
размере 100% от величины предельного рабочего давления.
7.
Требования к
приборам измерения
температуры
Общие требования:
▪ приборы измерения температуры должны устанавливаться, как правило, с
термокарманом. Приборы должны быть установлены в термокарман таким образом,
чтобы датчик температуры можно было легко извлекать, не изгибая его, не
повреждая и не демонтируя другое оборудование;
▪ термокарманы должны устанавливаться напрямую в линии размером не
менее 100 мм. Для линий меньших размеров, термокарманы следует устанавливать
в колена трубопроводов, расширительные камеры либо под углом к оси
трубопровода;
▪ соединение между прибором измерения температуры и термокарманом
должно быть выполнено с помощью фитинга М20х1.5, который позволяет
подгонять глубину установки термометра в термокармане.
7.2.
Показывающие термометры:
▪ местные показывающие термометры должны быть биметаллическими либо
манометрическими, с круглым циферблатом, со шкалой в градусах Цельсия (°C).
Диаметры циферблата должен быть 100 - 160 мм, чёрные цифры на белом фоне.
7.1.
Лист 6 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
Для отрицательных температур – красные цифры на белом фоне. Термометры
должны иметь механизм подстройки (корректор) нуля;
▪ биметаллические термометры следует использовать только там, где не
требуется класс точности лучше, чем 1. Те термометры, которые могут
подвергаться воздействию температуры окружающей среды во время остановки
процесса зимой, должны иметь диапазон измерения, начиная с -40°C;
▪ там, где установка термометров прямо по месту невозможна, следует
применять манометрические (газо- или жидкостные) термометры с капиллярным
удлинителем. Длина капилляра выбирается согласно стандарта поставщика.
Капилляр должен иметь средства компенсации температурного расширения и
должен быть выполнен из нержавеющей стали, с поливинилхлоридным покрытием.
7.3.
Термопреобразователи сопротивления:
▪ датчики температуры на базе термопреобразователя сопротивления в
комплекте с измерительным преобразователем (расположенным в головной части)
должны применяться как основной прибор измерения температуры, за
исключением тех случаев, когда требуется применения термопар (т.е. при
температурах выше 350°C). Преобразователь, как правило, должен быть
интеллектуальным, с выходным сигналом 4-20 mA, с поддержкой HART-протокола
(либо с цифровой передачей данных Foundation Fieldbus);
▪ подключение термопреобразователя сопротивления к интеллектуальному
измерительному преобразователю следует осуществлять по трёхпроводной схеме,
если не требуется более высокая точность.
7.4.
Термоэлектрические преобразователи (термопары):
▪ термоэлектрические преобразователи должны иметь минеральную
изоляцию, конструктивно находиться в стержне (защитной арматуре) наружным
диаметром 6 мм. Стержни должны быть изготовлены из нержавеющей стали, с
толщиной стенки не менее 1,0 мм, а для измерения высоких температур – из сплава
Инколой 800;
▪ термоэлектрические преобразователи должны быть укомплектованы
измерительным преобразователем, расположенным в головке датчика.
Преобразователь должен быть интеллектуальным, с выходным сигналом 4-20 mA, с
поддержкой HART-протокола (либо с цифровой передачей данных Foundation
Fieldbus и т.п.);
▪ в криогенных процессах рекомендуется применение термоэлектрических
преобразователей только поверхностного (планшетного) типа.
8.
Требования к
приборам измерения
уровня
Общие требования:
▪ там, где необходимо устанавливать несколько приборов измерения уровня
на одном аппарате, следует использовать общую уровнемерную колонку. Однако,
сигнализаторы (выключатели) уровня, задействованные в системе ПАЗ, должны
быть установлены отдельно, напрямую подключенными к аппарату;
▪ необходимы специальные установочные чертежи, в которых будут
описаны все детали взаимного расположения средств измерения уровня, а также
расположения отводов, уровня сигнализации и блокировок, размеры деталей и
способы подсоединения;
▪ в проекте могут быть применены уровнемеры с иными принципами
измерений, не перечисленными в данных требованиях. Возможность применения
каждого типа измерения уровня должна быть подобрана индивидуально на каждый
технологический процесс непосредственно при проектировании системы.
8.2.
Магнитные указатели уровня:
▪ магнитные указатели уровня не должны превышать четырёх метров в
длину и должны комплектоваться герметичной магниточувствительной
показывающей «полосой» – индикатором, с возможностью определения состояния
«утонувшего» поплавка.
8.3.
Измерения уровня методом перепада давления:
▪ измерительные преобразователи дифференциального давления могут быть
использованы в тех процессах, в которых среда подвержена сильным возмущениям
(барботаж, перемешивание, и т.п.). Дифманометры с дистанционными мембранами
могут применяться для измерения уровня сильно вязких, агрессивных или горячих
сред. Измерительные преобразователи должны быть интеллектуальные;
▪ преобразователи должны выдерживать превышение давления с любой из
8.1.
Лист 7 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
сторон измерительной капсулы, как минимум, равное предельному значению
давления для корпуса преобразователя, при этом не должно быть сдвига нуля или
верхнего предела измерения;
▪ преобразователь должен выдерживать давление в размере 150% от
максимального рабочего давления в аппарате;
▪ части прибора, контактирующие с измеряемой средой, должны быть
изготовлены как минимум из нержавеющей стали;
▪ преобразователи, применяемые для измерения уровня вязких или
агрессивных жидкостей, должны быть оснащены дистанционными мембранами и
бронированными капиллярами. Капилляры должны быть изготовлены из
нержавеющей стали, с соответствующим внешним покрытием;
▪ при измерении уровня в открытых резервуарах, рекомендуется подключать
к процессу только соединение высокого давления преобразователя. Соединение
низкого давления должно быть защищено от попадания пыли, влаги и других
загрязнений из окружающего воздуха;
▪ приборы с «мокрой ногой» (т.е. с заполнением жидкостью одной из
импульсных линий, для измерения уровня с помощью измерения
гидростатического давления) должны располагаться на уровне или ниже самой
низшей точки аппарата, но не ниже, чем 1,4 м от уровня земли или площадки
обслуживания;
▪ при применении измерительных преобразователей с дистанционными
мембранами, следует предусмотреть дренажные вентили, установленные после
запорной арматуры на самом аппарате, но до подключения мембранных блоков.
Это необходимо для проведения калибровки приборов по месту, без их демонтажа;
▪ барботажный (пневмостатический) метод измерения может применяться
для измерения уровня в открытых колодцах и резервуарах, где нет необходимости в
высокой точности измерения.
8.4.
Преобразователи уровня емкостного типа:
▪ датчики уровня емкостного типа должны использоваться для измерения
уровня очень вязких жидкостей и гранулированных сыпучих веществ, там где
применение других приборов затруднительно;
▪ не следует использовать их для измерения уровня жидкостей, содержащих
растворённый газ;
▪ зонды (электроды) емкостных датчиков должны быть смонтированы
сверху технологических аппаратов. Длина электродов и способ установки должны
соответствовать инструкциям поставщика;
▪ предпочтительный способ монтажа – таким образом, чтобы извлекать
электроды без стравливания давления из аппарата (с помощью специальной
запорной арматуры).
8.5.
Микроволновые уровнемеры:
▪ микроволновые уровнемеры должны применяться при измерении уровня
однофазных и двухфазных жидкостей и жидкостей с часто изменяющейся
плотностью;
▪ предпочтительно применение жестких одностержневых уровнемеров;
▪ при установке в измерительной уровнемерной колонке, верх колонки
должен быть снабжён полноразмерным фланцем, позволяющим осуществлять
извлечение уровнемера для техобслуживания.
8.6.
Радарные уровнемеры:
▪ радарные уровнемеры могут применяться для измерения уровня
агрессивных, вязких, неоднородных жидких сред, сред с малой диэлектрической
проницаемостью (в условиях спокойной поверхности).
8.7.
Сигнализаторы уровня:
▪ сигнализаторы (выключатели) уровня должны быть вибрационного или
емкостного типа;
▪ патрубки для установки сигнализаторов уровня должны быть с
присоединительным размером одного типоразмера.
9.
Требования к
стационарным
газоанализаторам
Стационарные газоанализаторы:
▪ должен быть применен газоанализатор с инфракрасным датчиком на метан
для контроля содержания метана в воздушной среде. Основная погрешность
измерения не должна превышать 5%. Диапазон измерения- 0 - 100 или 0 - 50 % от
9.1.
Лист 8 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
нижнего концентрационного предела воспламенения метана;
▪ газоанализатор должен иметь в своем составе трансмиттер с выходным
сигналом 4 - 20мА, напряжением питания 24 В постоянного тока. Необходимо
применение трансмиттеров с поддержкой HART;
▪ там, где необходимо, должен быть применен газоанализатор с
электрохимическим сенсором для контроля содержания сероводорода в воздушной
среде. Основная погрешность измерения не должна превышать 10%. Диапазон
измерения 0 - 20 Ppm;
▪ датчики должны выдерживать перегрузку в размере 100% от верхнего
предела измерения;
▪ стационарный
газоанализатор
должен
быть
выполнен
во
взрывозащищенном исполнении.
10.
Требования к
анализаторам
технологических
потоков
10.1. Предусмотреть возможность установки автоматических анализаторов
технологических потоков. Анализаторы должны быть в виде комплектных систем,
включающих средства для обработки проб.
10.2. Анализаторы, предусмотренные для
непрерывного контроля работы
технологических ниток, предусматриваются следующих типов (не ограничиваясь):
▪ анализатор(ы) влажности на выходе осушителя воздуха КИП и на
коммерческом узле учета газа;
▪ анализатор(ы) плотности на трубопроводных расходомерах и на
коммерческом узле учета газа;
▪ анализаторы кислорода и окиси азота в топочном газе для подогревателей с
прямым сжиганием газа;
▪ газовые хроматографы для определения состава товарного газа.
10.3. Для анализаторов технологических потоков предусмотреть ручные
пробоотборные пункты, как для лабораторных испытаний, так и для впрыска
калибровочной пробы.
11.
Требования к запорнорегулирующей
арматуре
11.1. Регулирующая арматура с электроприводом:
▪ электропривод необходимо использовать со встроенным пускателем с
поддержкой цифрового протокола по резервированному каналу связи. Тип
протокола должен быть согласован с Заказчиком;
▪ блок управления электропривода должен иметь внешний источник
электроснабжения 24 В постоянного тока для постоянного мониторинга работы
клапана при отказе основного электроснабжения 380 (220) В.
11.2. Регулирующая арматура с пневмоприводом:
▪ регулирующие клапана с пневматическим приводом должны быть, как
правило, мембранного типа. Каждый регулирующий клапан должен быть оснащён
позиционером, с входным сигналом (цифровой и аналогово-цифровой протокол) и
пневматическим управляющим выходом на клапан. Необходимо использовать
интеллектуальные позиционеры с реализацией функции автоматической настройки
клапана (Autostroke);
▪ когда уровень шума от регулирующих клапанов при нормальных условиях
эксплуатации превышает 85 дБ (на расстоянии 1 м) в нормальном режиме, уровень
шума должен уменьшаться применением клапанов типа малого шума и/или с
выполнением звукоизоляции. Однако, допускается исключение для отсечных или
предохранительных клапанов, у которых уровень шума не превышает 115 дБ.
11.3. Клапана-отсекатели системы ПАЗ:
▪ функция испытания частичного хода для пневматических клапановотсекателей должна быть выполнена цифровым позиционером, позволяющим
проверку "неполного хода" пневматического клапана путем его частичного
открытия по установленному алгоритму. Количество клапанов с функцией
«проверки частичного хода» определить проектом;
▪ короткоходовые, одностороннего действия с поршневым приводом
клапана должны быть приняты как предпочтительные для использования их для
запирания, аварийной остановки и изоляции в технологическом процессе. Привода
с компенсацией давления использоваться не должны;
▪ мощность и скорость привода, используемого в системе ПАЗ, должна быть
рассчитана исходя из того, что скорость его закрытия/открытия (исходя из
причинно-следственной матрицы ПАЗ) должна быть не менее 1 дюйма за 2
Лист 9 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
секунды;
▪ тип привода должен выбираться так, чтобы его мощность, как минимум, в
1,25 раза превышала рассчитанную мощность для закрытия клапана с учетом
мощности на открытие с максимальным перепадом давления.
11.4. Выбор типа регулирующей арматуры (нормально закрытый или нормально
открытый, электро-, пневмо-, или гидропривод) должен быть проведён с учётом
требований безопасности технологического процесса, определяемых для каждой
конкретной позиции и должен быть согласован с Заказчиком.
12.
Требования к
кабельным разводкам,
коробкам КИПиА,
коллекторам воздуха
КИПиА
12.1. Общие требования:
▪ в качестве контрольных применять кабели с медными жилами в общем
экране;
▪ при проектировании сигнальных кабелей следует группировать сигналы
КИПиА согласно следующей рекомендации:

аналоговые
сигналы
(4 – 20 мА),
сигналы
сопротивления
термометров, термопар;

цифровые сигналы (24В постоянного тока);

сигналы ПАЗ;

искробезопасные аналоговые сигналы (4 – 20 мА), сигналы
сопротивления термометров;

искробезопасные цифровые сигналы (24В постоянного тока);

сигналы искробезопасного ПАЗ;

все соединения должны быть выполнены с помощью клеммников.
▪ многожильные кабели должны иметь, как минимум, 10% запас по жилам;
▪ многожильные кабели, содержащие сигналы системы ПАЗ, не должны
содержать больше никаких других сигналов;
▪ искробезопасные и неискробезопасные цепи не должны быть в одном и
том же кабеле;
▪ все сигнальные кабели должны быть огнестойкими;
▪ при прокладке кабеля в лотках, переход кабеля к приборам КИПиА
предусмотреть в трубной разводке с переходом в металлорукав;
▪ для кабельных трасс, прокладываемых на эстакадах, использовать лотки
перфорированные оцинкованные.
12.2. Соединительные коробки КИПиА:
▪ соединительные коробки, расположенные во взрывоопасных зонах,
должны быть соответствующим образом сертифицированы и иметь класс
исполнения не хуже IP65;
▪ соединительные коробки должны поставляться с кабельными вводами на
нижней и боковых её сторонах;
▪ в коробках должно быть предусмотрено достаточное количество клеммных
колодок, чтобы подключить все пары / жилы, включая запасные жилы;
▪ отдельные коробки должны быть предусмотрены для искробезопасных
цепей, цепей системы ПАЗ.
12.3. Коллекторы воздуха КИПиА:
▪ коллекторы воздуха КИПиА должны иметь диаметр как минимум 2”,
отводы от коллектора – как минимум 1”;
▪ отводы должны подключаться к верхней части коллектора и иметь
запорную арматуру в точке врезки;
▪ каждая точка отбора воздуха КИПиА на блок – гребёнке линии отвода на
конкретный прибор должна быть оснащена собственной запорной арматурой и
должна быть промаркирована номером устройства КИПиА, для которого она
предназначена.
13.
Требования к
оборудованию блочнокомплектной поставки
13.1. При разработке технических требований и опросных листов на блочно
поставляемое оборудование необходимо учесть:
▪ поставщик блочно-комплектного оборудования полностью оснащает
поставляемое оборудование КИПиА и локальной системой управления (ЛСУ). ЛСУ
должны быть интегрированы в общую АСУТП;
▪ каждая ЛСУ должна быть оснащена панелью управления, позволяющей
контролировать состояние процесса и управлять установкой по месту (или
Лист 10 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
операторной);
▪ подключение приборов и средств автоматизации к распределенной системе
управления выполнить через отдельные соединительные коробки РСУ, ПАЗ;
▪ помещения для локальных систем управления должны поставляться с
датчиками несанкционированного доступа, датчиками температуры для
дистанционного измерения температуры воздуха в помещении и датчиками-реле
температуры для управления электропечами.
13.2. Локальные системы управления блочно-поставляемого оборудования
должна быть разработана с учетом требований Стандарта Общества СТ-17-01-01
«АСУТП нефтегаздобычи» и данных технических условий.
14.
Требования к узлам
учета
14.1. Оперативный учет продукции газоконденсатных скважин выполнить с
применением стационарных измерительных систем многофазных потоков
(расходомеров переменного перепада давлений, кориолисовых, вихревых
расходомеров). При необходимости предусмотреть возможность измерения дебита
газоконденсатных скважин мобильными передвижными установками.
14.2. Средства оперативного учета продукции газоконденсатных скважин
должны обеспечивать измерение, регистрацию и хранение следующих параметров:
▪ избыточное давление среды (газоконденсатной смеси);
▪ температура смеси;
▪ плотность смеси (при необходимости);
▪ объемный расход смеси;
▪ массовый расход смеси;
▪ объемный расход и объем газа, приведенных к стандартным условиям;
▪ массовый расход и массу стабильного конденсата.
14.3. Узлы учета должны быть изготовлены в виде отдельных блоков,
оборудованных в соответствующих случаях устройствами вентиляции, отопления,
кондиционирования, освещения, контроля доступа, загазованности и пожара.
14.4. Узлы учета должны иметь в своем составе рабочие и резервные замерные
линии. Количество измерительных линий и место установки узлов учета должно
быть согласовано с Заказчиком на стадии проектирования.
14.5. Коммерческие узлы учета должны быть спроектированы на базе
следующих типов расходомеров:
▪ переменного перепада давлений;
▪ кориолисовых;
▪ ультразвуковых.
14.6. Для расходомеров переменного перепада давления (используемых на
коммерческом узле учета), на каждом измерительном трубопроводе должны
применяться два автоматических вычислителя (основной и дублирующий), каждый
в комплекте с многопараметрическим датчиком дифференциального и статического
давления и датчиком температуры. Вычислитель должен иметь программное
обеспечение, осуществляющее расчет расхода и количества среды с введением
соответствующих коэффициентов коррекции.
14.7. Для расходомеров переменного перепада давления, в качестве сужающих
устройств должны быть применены быстросъемные диафрагменные фитинги,
имеющие фланцевое соединение на выходе, изготовленные в соответствии с ГОСТ
8.586-2005. Для облегчения демонтажа патрубка диаметром 300 мм и более,
проектом должна быть предусмотрена стационарная лебедка соответствующей
грузоподъемности.
14.8. Для остальных типов расходомеров (турбинный, кориолисовый,
ультразвуковой) должны применяться автоматические вычислители в комплекте с
датчиком статического давления и датчиком температуры. Вычислитель должен
иметь программное обеспечение, осуществляющее расчет расхода и количества
среды с введением соответствующих коэффициентов коррекции.
14.9. На узлах учета на базе ультразвуковых расходомеров, должна быть
предусмотрена резервная линия с установленным на ней контрольным
расходомером. Погрешность контрольного расходомера не должна превышать
погрешность рабочего. Для обеспечения возможности периодической контрольной
проверки исправности рабочих расходомеров, выход каждой рабочей замерной
линии подключается через арматуру с автоматическим контролем протечек к входу
резервной линии с установленным на ней контрольным расходомером.
Лист 11 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
14.10. На узлах учета на базе кориолисовых расходомеров, для обеспечения
возможности периодической контрольной проверки, должен быть предусмотрен
узел подключения передвижной поверочной установки.
14.11. Автоматические вычислители должны обеспечивать хранение данных о
суточных и часовых расходах газа не менее 35 суток, ежеминутных расходах – не
менее 5 суток. Вычислители должны иметь защиту памяти и программного
обеспечения от постороннего вмешательства, а также осуществлять регистрацию
характера и времени ввода значений условно–постоянных параметров, аварий,
событий. Вычислители должны обеспечивать возможность вывода всей
информации как на переносную ПЭВМ (через встроенный COM или USB порт), так
и в систему АСУТП (по цифровому каналу передачи данных).
14.12. При определении расхода и количества газа, показания вычислителей
должны приводиться к стандартным условиям.
14.13. Измерения количества газа должны выполняться по методикам измерений,
аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
14.14. Алгоритмы и программы расчета плотности газа в нормальных и рабочих
условиях и коэффициента сжимаемости, применяемые в вычислителе, должны
учитывать особенности физико-химических показателей и соответствовать
действующим нормативным документам в данной области.
14.15. Вычислительный компонент вычислителей газа должен пройти процедуру
метрологической аттестации (сертификации) согласно: ГОСТ Р 8.596, МИ 2955,
МИ 2891. При этом основная погрешность вычислительного компонента не должна
превышать 0,05%.
14.16. Устанавливаемая на замерных линиях запорная арматура должна быть
полнопроходной (шаровой кран или задвижка), и иметь такой же номинальный
внутренний диаметр, как и измерительный трубопровод. Запорная арматура должна
быть оснащена устройствами для местного и дистанционного управления (с
системы АСУТП).
14.17. В составе узлов учета следует предусмотреть пробоотборные устройства и
дренажные трубопроводы.
14.18. В составе узлов учета должна быть предусмотрена возможность осмотра и
очистки внутренней полости ИЛ и слив конденсата из оборудования и
трубопроводов через дренажные трубопроводы.
14.19. В составе проектно-сметной документации должны быть разработаны
Технические задания на узлы учета, подлежащее обязательному согласованию с
Заказчиком, в том числе:
▪ природного газа;
▪ стабильного конденсата.
14.20. Коммерческий узел измерения газа должен быть выполнен в соответствии
с Техническим заданием и Техническими условиями на подключение
проектируемого
газопровода
от
Саратовско-Беркутовской
группы
газоконденсатных месторождений к распределительным газопроводам Кумертау –
Ишимбай и Поляна – Канчуринско Мусинский ПХГ, утвержденными 13.12.2012г.
заместителем Председателя правления ОАО «Газпром» Маркеловым В.А.
14.21. Техническое задание на проектирование коммерческого узла измерения
газа согласовать с Заказчиком, ООО «Газпром трансгаз Уфа» и Департаментом
автоматизации систем управления технологическими процессами ОАО «Газпром».
14.22. Проектно-сметная документация коммерческого узла измерения газа
должна пройти метрологическую экспертизу на стадии проектирования.
14.23. В состав коммерческого узла измерения газа в обязательном порядке
должны входить:
▪ автоматизированная система измерения и вычисления расхода и объема
природного газа, приведенного к стандартным условиям (основная и
дублирующая). При этом предел допускаемой относительной погрешности
или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного
к стандартным условиям, не должен превышать 0,8% (в соответствии с
требованиями СТО Газпром 5.37-2011, таблица 3);
▪ СИ физико-химических показателей природного газа – потоковый
хроматограф, потоковый анализатор количества сернистых соединений и
потоковые гигрометры (основные и дублирующие);
▪ рабочие эталоны и калибровочное оборудование;
▪ система отбора проб газа для проведения лабораторных анализов,
Лист 12 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
выполненная в соответствии с требованиями ГОСТ 31370-2008 «Газ
природный. Руководство по отбору проб»;
▪ автоматизированная система сбора, обработки, хранения и передачи
информации (измеряемых значений и вычисляемых показателей газа) в
режиме реального времени с выводом информации в АСУТП СаратовскоБеркутовской группы газоконденсатных месторождений и на ДП
Стерлитамакского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» по протоколу
TCP/IP или MODBUS. Выбор оборудования автоматизации согласовать с
Заказчиком и Департаментом автоматизации систем управления
технологическими процессами ОАО «Газпром».
14.24. Основные технические решения по коммерческому узлу измерения газа и
готовые проектные решения согласовать с Заказчиком, ООО «Газпром трансгаз
Уфа» и Департаментом автоматизации систем управления технологическими
процессами ОАО «Газпром».
14.25. Расположение коммерческого узла измерения количественных и
качественных показателей газа согласовать с Заказчиком и , ООО «Газпром
трансгаз Уфа».
14.26. Система измерений количества и показателей качества углеводородного
конденсата (СИКУК) должна обеспечивать выполнение следующих основных
функций:
▪ измерение, индикация и архивация параметров количества и показателей
качества углеводородного конденсата;
▪ вычисление массы нетто с использованием значений составляющих
балласта, полученных в аналитической лаборатории;
▪ поверку преобразователей расхода по передвижной поверочной установке;
▪ контроль метрологических характеристик рабочих преобразователей
расхода по контрольному расходомеру;
▪ автоматическое управление отбором объединенной пробы.
14.26.1. В составе СИКУК предусмотреть (как минимум):
▪ блок фильтров (БФ);
▪ блок измерительных линий (БИЛ);
▪ блок измерений параметров качества углеводородного конденсата (БИК);
▪ пробозаборное устройство (ПЗУ);
▪ узел подключения передвижной поверочной установки;
▪ систему обработки информации (СОИ).
14.27. Запорная арматура в составе БИЛ СИКУК, протечки которой могут оказать
влияние на достоверность учетных операций должна быть с гарантированном
перекрытием потока и устройством контроля протечек.
14.28. На СИКУК должна быть разработана и аттестована методика измерений.
14.29. Проекты коммерческих узлов учета должны пройти метрологическую
экспертизу и экспертизу промышленной безопасности.
14.30. Информацию с коммерческих узлов учета вывести на отдельный АРМ,
интегрированный в АСУ ТП.
15.
Требования к системе
автоматизации
газоконденсатных
скважин, узлов
дозирования реагентов
и системе сбора
продукции
15.1. Скважина:
▪ контроль давления до узла редуцирования на фонтанной арматуре
скважины и в обсадной колонне скважины;
▪ контроль расхода углеводородной смеси;
▪ контроль давления и температуры после ручного дросселя на каждой из
веток фонтанной арматуры скважины;
▪ контроль давления на пусковом кране;
▪ контроль давления на факельном коллекторе;
▪ контроль состояния и управление регулирующей и запорной арматурой;
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ автоматическое закрытие клапана отсекателя при наличии загазованности
на площадке или при отклонении давления от заданных значений;
▪ контроль давления и температуры до и после редуцирующего устройства
на линии затрубного пространства.
15.2. Факельная установка с комплектной системой автоматизации в объеме
требований завода-изготовителя, в т.ч.:
Лист 13 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ контроль наличия пламени на дежурной горелке факельной установки;
▪ контроль давления топливного газа;
▪ автоматический розжиг пилотных горелок факельной установки.
▪ контроль расхода углеводородной смеси на линии сброса на факел.
15.3. БДР:
▪ контроль и управление работой насосов;
▪ контроль уровня реагента;
▪ контроль давления и температуры реагента;
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль расхода реагента (при необходимости);
▪ автоматическое отключение насосов в БДР при наличии загазованности,
пожара в БДР или при понижении уровня реагента.
15.4. Камера приема-запуска устройств очистки и диагностики:
▪ сигнализация прохождения скребка на камере пуска скребков;
▪ контроль давления и температуры;
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара.
15.5. Трубопровод от скважины до УПНГ:
▪ контроль давления и температуры углеводородной смеси до и после узлов
секущих и охранных задвижек;
▪ контроль загазованности и пожара на узлах секущих и охранных задвижек;
▪ контроль состояние и управление секущими и охранными задвижками.
15.6. Конденсатосборник:
▪ контроль уровня, давления и температуры.
16.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
сбора и первичной
сепарации газа
установки
комплексной
подготовки газа
16.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
16.2. Камера приема-запуска устройств очистки и диагностики:
▪ сигнализация прохождения скребка на камере пуска скребков;
▪ контроль давления и температуры.
16.3. Узел входной арматуры:
▪ контроль давления и температуры до и после узла входной арматуры;
▪ регулирование давления на узле входной арматуры (при необходимости);
▪ контроль температуры до и после узла входной арматуры;
▪ оперативный учет продукции газоконденсатных скважин после узла
входной арматуры (при необходимости);
▪ закрытие задвижек узла входной арматуры при пожаре и загазованности на
установке.
16.4. Входной сепаратор:
▪ контроль и регулирование уровня конденсата, водометанольной смеси на
входном сепараторе;
▪ контроль и регулирование давления газа на входном сепараторе;
▪ контроль температуры на входном сепараторе;
▪ автоматическая блокировка поступления газа на входной сепаратор при
достижении верхнего аварийного уровня;
▪ измерение расхода отбензиненного сбросного газа после входного
сепаратора (при необходимости);
▪ измерение расхода углеводородного конденсата, водометанольной смеси
(при необходимости).
16.5. Дренажная емкость:
▪ контроль уровня, давления и температуры в дренажной емкости для
конденсата.
17.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
17.1.
▪
▪
Общие требования:
контроль и сигнализация загазованности и пожара;
контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
Лист 14 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
компримирования газа
установки
комплексной
подготовки газа
Содержание основных данных и требований
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
17.2. Входной сепаратор:
▪ контроль и регулирование уровня во входном сепараторе;
▪ контроль и регулирование давления во входном сепараторе;
▪ контроль температуры во входном сепараторе.
17.3. Маслоотделитель:
▪ контроль давления, уровня, температуры в маслоотделителе.
17.4. Промежуточный сепаратор:
▪ контроль и регулирование уровня в промежуточном сепараторе;
▪ контроль давления и температуры в промежуточном сепараторе.
17.5. Концевой сепаратор:
▪ контроль и регулирование уровня в концевом сепараторе;
▪ контроль давления и температуры в концевом сепараторе.
17.6. Аппарат воздушного охлаждения (АВО):
▪ контроль давления и температуры в АВО.
17.7. Дренажная емкость:
▪ контроль уровня и температуры в дренажной емкости для конденсата.
17.8. Компрессоры:
▪ газопоршневой компрессор блочного исполнения с комплектной системой
автоматизации в объеме требований завода-изготовителя, в т.ч.:
▪ контроль состояния и управление работой компрессоров;
▪ контроль давления и температуры газа на трубопроводе всасывания;
▪ контроль давления и температуры газа на трубопроводе нагнетания;
▪ контроль давления и температуры масла;
▪ контроль перепада давления на фильтрах;
▪ блокировки в случае нарушения технологического режима компрессорной
установки и аварийных ситуациях:

при отклонении давления газа на всасывании, нагнетании
компрессора, а также промежуточное по ступеням свыше
допустимого;

при падении давления масла в системе циркуляционной смазки
механизмов движения;

при падении давления масла в циркуляционной системе промывки
сальников;

при повышении температуры масла в картере для системы смазки
механизмов движения компрессора;

при повышении температуры коренных подшипников;

при отсутствии подачи масла на смазку мотора;

при превышении предельно допустимого уровня жидкости в
сепараторах и емкостях;

при превышении температуры охлаждающей жидкости в рубашке
цилиндра компрессора;

при превышении температуры охлаждающей жидкости в рубашке
двигателя;

при превышении температуры отработанного газа;

при превышении скорости оборотов коленвала;

при низком уровне масла в картере;

при вибрации компрессора;

при вибрации холодильника охлаждающей жидкости;

при повышении давления охлаждающей жидкости цилиндров
двигателя;

при вибрации двигателя;

при превышении температуры охлаждающей жидкости;

при вибрации привода вентилятора АВО;

при превышении температуры масла смазки цилиндров двигателя;

при отсутствии подачи масла на смазку цилиндров компрессора;

при снижении расхода масла в лубрикаторе;

при повышении температуры газа на выходе с АВО.
Лист 15 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ контроль уровня и давления для емкостей компрессора;
▪ автоматическое закрытие задвижек при пожаре и загазованности на
площадке;
▪ автоматическое закрытие задвижки и открытие задвижки при пожаре и
загазованности на установке аминовой очистки.
18.
Требования к
функциям систем
автоматизации цеха
сероочистки и цеха
подготовки газа
установки
комплексной
подготовки газа
18.1. Блок аминовой очистки.
18.1.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости);
▪ контроль расхода, давления и температуры на трубопроводе на входе в
блок аминовой очистки.
18.1.2. Фильтр-коагулятор:
▪ контроль давления на фильтре-коагуляторе;
▪ контроль перепада давления на фильтре.
18.1.3. Нагреватель:
▪ контроль давления и температуры кислого газа на входе и выходе
нагревателя.
18.1.4. Теплообменник «газ / газ»:
▪ контроль давления и температуры в кожухе и трубной части
теплообменников;
▪ контроль перепада давлений в кожухе и трубной части теплообменников.
18.1.5. Абсорбер амина:
▪ контроль расхода сероводородсодержащего газа перед подачей в абсорбер;
▪ контроль расхода, давления и температуры амина, подаваемого в абсорбер;
▪ контроль и регулирование уровня в кубовой части абсорбера;
▪ контроль давления и температуры верха абсорбера;
▪ контроль давления середины абсорбера;
▪ контроль температуры низа абсорбера.
18.1.6. Сепаратор нейтрального газа:
▪ контроль и регулирование уровня в сепараторе нейтрального газа;
▪ контроль и регулирование давления в сепараторе нейтрального газа;
▪ контроль температуры в сепараторе нейтрального газа.
18.1.7. Отдувочный сосуд:
▪ контроль и регулирование уровня в отдувочном сосуде;
▪ контроль давления и температуры газа в отдувочном сосуде.
18.1.8. Фильтры амина:
▪ контроль давления на фильтре.
18.1.9. Теплообменник «тощий аминовый раствор / насыщенный аминовый
раствор»:
▪ контроль давления и температуры в кожухе и трубной части
теплообменников;
▪ контроль перепада давлений в кожухе и трубной части теплообменников.
18.1.10. Регенератор амина:
▪ контроль и регулирование расхода амина, подаваемого в регенератор;
▪ контроль температуры амина, подаваемого в регенератор;
▪ контроль расхода кислой воды на орошение в регенераторе;
▪ контроль и регулирование уровня в кубовой части регенератора амина;
▪ контроль давления и температуры верха регенератора амина;
▪ контроль температуры низа регенератора амина.
18.1.11. Ребойлер:
▪ контроль и регулирование расхода пара в ребойлере;
▪ контроль температуры и давления пара в ребойлере.
18.1.12. Конденсатор флегмы:
▪ контроль давления и температуры парогазовой смеси, водогазовой смеси в
конденсаторе флегмы;
Лист 16 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪
18.1.13.
▪
▪
18.1.14.
▪
контроль и управление вентиляторами конденсатора.
Сборник флегмы:
контроль и регулирование уровня жидкости в сборнике флегмы;
контроль давления и температуры в сборнике флегмы.
Емкость аминового раствора
контроль уровня, давления и температуры аминового раствора.
18.2. Блок низкотемпературной сепарации:
18.2.1.
Общие требования:
▪ контроль расхода, давления и температуры на трубопроводе на входе в
блок низкотемпературной сепарации;
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
18.2.2. Теплообменники «газ-газ» и «газ-жидкость»:
▪ контроль давления и температуры в кожухе и трубной части
теплообменников;
▪ контроль перепада давлений в кожухе и трубной части теплообменников;
▪ остановка вентиляторов конденсатора, насосов, компрессорных агрегатов
компрессорной установки при минимальной температуре очищенного и
осушенного газа на выходе из кожухов теплообменников;
▪ контроль расхода водного раствора метанола на впрыск в теплообменник;
▪ контроль расхода, давления и температуры на трубопроводе
отбензиненного газа после теплообменника;
▪ контроль расхода, давления и температуры на трубопроводе
углеводородного конденсата к теплообменнику.
18.2.3. Низкотемпературный сепаратор:
▪ контроль и регулирование уровня водного раствора метанола в сепараторе;
▪ контроль и регулирование уровня углеводородного конденсата в
сепараторе;
▪ контроль давления в сепараторе;
▪ контроль температуры углеводородного конденсата и водного раствора
метанола в сепараторе;
▪ контроль расхода углеводородного конденсата;
▪ остановка вентиляторов конденсатора, насосов, компрессорных агрегатов
компрессорной установки при минимальном и максимальном уровне водного
раствора метанола в сепараторе.
18.2.4. Фильтр-коалесцер:
▪ контроль уровня жидкости в фильтре-коалесцере;
▪ контроль давления и температуры в фильтре-коалесцере;
▪ контроль перепада давлений до и после блока фильтров в фильтрекоалесцере;
▪ регулирование уровня жидкости на ступени предварительной очистки в
фильтре-коалесцере;
▪ регулирование уровня жидкости на ступени тонкой очистки в фильтрекоалесцере;
▪ учет товарного газа.
18.2.5. Испаритель:
▪ контроль расхода водного раствора метанола в испаритель;
▪ контроль и регулирование уровня жидкого хладагента в испарителе;
▪ контроль давления и температуры в испарителе.
18.2.6. Сепаратор газовый:
▪ контроль уровня жидкого хладагента в сепараторе газовом;
▪ контроль давления и температуры в сепараторе газовом;
▪ остановка вентиляторов конденсатора, насосов, компрессорных агрегатов
компрессорной установки при максимальном уровне жидкого хладагента в
сепараторе газовом.
Лист 17 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
18.2.7. Компрессоры:
▪ контроль параметров работы и управление компрессорными агрегатами,
вспомогательным оборудованием и арматурой компрессора;
▪ аварийная блокировка (остановка) при достижении технологическими
параметрами предельных значений с запоминанием первопричины аварии и
автоматический перевод компрессорной установки в безопасное состояние;
▪ автоматическое регулирование производительности компрессоров первой
и второй ступеней сжатия;
▪ регулирование давления во всасывающих коллекторах первой и второй
ступени сжатия компрессорной установки.
18.2.8. Конденсаторы воздушные:
▪ контроль давления и температуры в конденсаторах;
▪ контроль и управление вентиляторами конденсатора;
▪ остановка вентиляторов конденсатора при повышенном уровне вибрации.
18.2.9. Ресивер хладагента:
▪ контроль уровня и температуры жидкого хладагента в ресивере хладагента;
▪ контроль и регулирование давления в ресивере хладагента.
18.2.10. Экономайзер хладагента:
▪ контроль и регулирование уровня жидкого хладагента в экономайзере;
▪ контроль давления и температуры в экономайзере;
▪ блокировка
(остановка)
вентиляторов
конденсатора,
насосов,
компрессорных агрегатов компрессорной установки при максимальном уровне
жидкого хладагента.
19.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
подготовки конденсата
установки
комплексной
подготовки газа
19.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
19.2. Теплообменник:
▪ контроль давления и температуры некондиционного конденсата;
▪ контроль давления и температуры стабильного конденсата;
▪ контроль расхода стабильного конденсата на выходе теплообменника.
19.3. Колонна:
▪ контроль расхода нестабильного углеводородного конденсата перед
подачей в колонну;
▪ контроль расхода, давления и температуры паров стабилизированного
конденсата, подаваемых в колонну;
▪ контроль и регулирование уровня в кубовой части колонны;
▪ контроль давления и температуры верха колонны;
▪ контроль давления середины колонны;
▪ контроль температуры низа колонны.
19.4. Ребойлер:
▪ контроль и регулирование расхода паров стабилизированного конденсата в
ребойлере;
▪ контроль температуры и давления паров стабилизированного конденсата в
ребойлере.
19.5. Охладитель (АВО):
▪ контроль давления и температуры в конденсаторах;
▪ контроль и управление вентиляторами конденсатора;
▪ остановка вентиляторов конденсатора при повышенном уровне вибрации.
19.6. Дренажные емкости:
▪ контроль уровня, давления и температуры конденсата.
20.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
получения серы
20.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
Лист 18 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
установки
комплексной
подготовки газа
Содержание основных данных и требований
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
20.2. Отбойный сепаратор кислого газа:
▪ контроль уровня кислой воды;
▪ контроль давления и температуры кислого газа.
20.3. Фильтр кислого газа:
▪ перепад давления газа на фильтре.
20.4. Нагреватель кислого газа:
▪ контроль температуры и давления кислого газа.
20.5. Компрессор воздуха для горения
▪ контроль и регулирование расхода воздуха для горения;
▪ контроль давления и температуры воздуха для горения.
20.6. Реакционная печь с котлом-утилизатором:
▪ контроль и регулирование расхода кислого газа на входе в печь;
▪ контроль и регулирование расхода воздуха в камеру сгорания;
▪ анализ содержания кислого газа в хвостовом газе;
▪ контроль и регулирование уровня парового конденсата в межтрубном
пространстве;
▪ контроль давления и температуры в топке печи;
▪ контроль наличия пламени;
▪ автоматический и ручной дистанционный розжиг;
▪ контроль давления топливного газа;
▪ контроль и регулирование расхода топливного газа;
▪ контроль и регулирование расхода воздуха;
▪ блокировка горелок печи при падении давления топливного газа,
погасании горелок, достижения температуры продукта аварийных значений и т.д.
20.7. Конденсаторы:
▪ контроль температуры и давления кислого газа на входе и выходе
конденсатора;
▪ контроль уровня парового конденсата.
20.8. Нагреватель 1-ой ступени:
▪ контроль давления и температуры масла;
▪ контроль давления и температуры пара.
20.9. Реактор конвертирования серы:
▪ контроль температуры в верхней и нижней части реактора.
20.10. Фильтр-коалесцер остаточного газа
▪ контроль уровня жидкости в фильтре-коалесцере;
▪ контроль давления и температуры в фильтре-коалесцере;
▪ контроль перепада давлений до и после блока фильтров в фильтрекоалесцере;
▪ регулирование уровня жидкости на ступени предварительной очистки в
фильтре-коалесцере;
▪ регулирование уровня жидкости на ступени тонкой очистки в фильтрекоалесцере.
20.11. Печь дожига:
▪ контроль расхода топливного газа в печь;
▪ контроль разряжения и температуры в топке печи;
▪ контроль температуры дымовых газов;
▪ контроль давления топливного газа перед горелкой;
▪ контроль уровня содержания сероводорода в дымовых газах.
▪ контроль наличия пламени;
▪ автоматический и ручной дистанционный розжиг;
▪ блокировка горелок печи при падении давления топливного газа,
погасании горелок, достижения температуры продукта аварийных значений и т.д.
20.12. Установка грануляции серы:
▪ контроль температуры серы
▪ контроль давления подачи серы;
▪ контроль перепада давления на фильтре серы;
▪ контроль уровня в емкости хранения антидегезива;
Лист 19 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ контроль скорости и температуры ленточного охладителя;
▪ контроль заполнения бункера дозирования;
▪ контроль веса и дозы, насыпанной в мешки серы;
▪ контроль работы локальной вытяжки зоны гранулирования;
▪ контроль достижения ПДК по H2S и SO2;
▪ контроль работы системы вентиляции здания;
▪ контроль давления и температуры воды системы охлаждения;
▪ контроль пожара в помещении;
▪ блокировка подачи серы с переходом на рециркуляцию в серный приямок
при пожаре, загазованности и аварийной остановке установки.
21.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
регенерации метанола
установки
комплексной
подготовки газа
21.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости);
▪ контроль и регулирование расхода ингибитора солеотложения на впрыск в
аппараты и трубопроводы установки регенерации метанола.
21.2. Теплообменник:
▪ регулирование давления водного раствора метанола на входе в
теплообменник;
▪ контроль температуры и давления водного раствора метанола на входе и
выходе из теплообменника;
▪ контроль температуры и давления пара на входе и выходе из
теплообменника.
21.3. Рекуперативный теплообменник:
▪ контроль температуры и давления насыщенного раствора метанола на
входе и выходе из теплообменника;
▪ контроль температуры и давления регенерированного водного раствора
метанола на входе и выходе из теплообменника.
21.4. Емкость дегазации метанола:
▪ контроль и регулирование уровня раствора метанола в емкости дегазации;
▪ контроль температуры метанола в емкости дегазации;
▪ контроль и регулирование давления углеводородных газов в емкости
дегазации.
21.5. Патронарный и угольный фильтры метанола:
▪ контроль перепада давления на фильтрах.
21.6. Колонна регенерации:
▪ контроль и регулирование расхода водного раствора метанола,
подаваемого в регенератор;
▪ контроль температуры водного раствора метанола, подаваемого в
регенератор;
▪ контроль давления и температуры верха регенератора;
▪ контроль температуры низа регенератора.
21.7. Ребойлер:
▪ контроль расхода водного раствора метанола в ребойлер;
▪ контроль и регулирование уровня водного раствора метанола в ребойлере
(кубовой части коллы регенерации);
▪ контроль давления и температуры паров метанола в ребойлере.
22.
Требования к
функциям системы
автоматизации цеха
сжатого воздуха КИП
установки
комплексной
подготовки газа
22.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой.
22.2. Компрессоры:
▪ контроль давления и температуры воздуха на выкиде компрессоров;
▪ контроль давления и температуры воздуха в ресивере;
▪ контроль давления и температуры воздуха на выходе установки;
Лист 20 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
▪ контроль влажности воздуха КИП на выходе с установки (при
необходимости);
▪ контроль перепада давления на фильтрах;
▪ контроль состояния и управление работой компрессоров.
23.
Требования к
функциям системы
автоматизации
резервуарного парка
установки
комплексной
подготовки газа
23.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
23.2. Резервуары хранения метанола:
▪ контроль уровня и температуры метанола, давления паров метанола в
резервуаре.
23.3. Резервуары хранения конденсата:
▪ контроль уровня и температуры конденсата, давления паров конденсата в
резервуаре.
23.4. Резервуары хранения бензина (при необходимости):
▪ контроль уровня бензина и давления паров бензина в резервуаре.
23.5. Резервуары хранения дизтоплива:
▪ контроль уровня и температуры дизтоплива, давления паров дизтоплива в
резервуаре.
23.6. Резервуары хранения остаточной фракции:
▪ контроль уровня и температуры остаточной фракции, давления паров в
резервуаре.
23.7. Резервуары хранения жидкой серы:
▪ контроль уровня и температуры жидкой серы, давления паров в
резервуаре.
23.8. Дренажные емкости производственно-бытовых стоков.
▪ контроль состояния и управление насосами откачки;
▪ контроль уровня, и температуры в емкостях.
24.
Требования к
функциям систем
автоматизации
насосных станций
внутрипарковой
перекачки установки
комплексной
подготовки газа
24.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности в помещениях насосных;
▪ контроль пожара в помещениях насосных;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой и насосов;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
24.2. Насосы:
▪ контроль давления на всасе и выкиде насоса;
▪ контроль температуры подшипников насоса и электродвигателя;
▪ контроль перепада давления на фильтрах;
▪ контроль снятия защитного кожуха насосных агрегатов;
▪ контроль протечек насосных агрегатов.
25.
Требования к
функциям системам
автоматизации
установок сливаналива
25.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и пожара;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой;
▪ контроль и регулирование давления и температуры на технологических
трубопроводах (при необходимости).
25.2. Установка слива-налива:
▪ контроль и регулирование расхода;
▪ контроль температуры, давления;
▪ контроль плотности продукта (при необходимости);
▪ возможность задания дозы отпуска продукта;
▪ блокировка подачи продукта при верхнем аварийном уровне в емкости,
цистерне.
Лист 21 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
26.
Требования к
функциям системы
автоматизации
факельного хозяйства
установки
комплексной
подготовки газа
26.1. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой и насосов.
26.2. Факельная установка:
▪ контроль расхода газа на факел, запальную и дежурную горелки;
▪ контроль наличия пламени;
▪ контроль температуры дымовых газов;
▪ автоматический и ручной дистанционный розжиг горелок.
26.3. Факельный сепаратор:
▪ контроль давления, уровня и температуры конденсата;
▪ блокировка включения насосов при достижении максимального уровня;
▪ блокировка отключения насосов при достижении минимального уровня.
26.4. Насосы откачки конденсата:
▪ контроль давления на приеме и выкиде насоса;
▪ контроль перепада давления на входном фильтре;
▪ контроль температуры подшипников.
27.
Требования к
функциям системы
автоматизации
котельной установки
комплексной
подготовки газа
27.1. Контроль следующих параметров котельной:
▪ уровень и температура в топливных емкостях топливного хозяйства
котельной;
▪ температура, давление теплоносителя (вход/выход котлов);
▪ температура, давление в контуре сетевой воды;
▪ температура, давление в контуре ГВС;
▪ давление исходной воды на входе в котельную;
▪ давление газа на входе в котельную;
▪ расход сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах на выходе из
котельной;
▪ расход горячей воды в подающем и циркуляционном трубопроводах ГВС;
▪ разрежение за котлом (для каждого котла);
▪ температура уходящих газов;
▪ давление газа перед горелками за последней запорной арматурой.
▪ уровень в конденсатном баке;
▪ температура в баке охладителе;
▪ температура наружного воздуха;
▪ температура воздуха внутри котельной;
▪ контроля за содержанием в воздухе помещения котельной окиси углерода
(CO) и природного газа (CH4);
▪ прекращение подачи топлива и останов котла по следующим аварийным
параметрам:

при погасании пламени горелки в процессе горения;

при снижении давления топлива перед горелками;

при снижении давления воздуха на горение;

повышении давления пара на выходе котла;

повышении или понижении уровня воды в барабане котла;

при исчезновении электропитания или неисправности цепей защиты.
▪ прекращение подачи топлива в котельную в следующих случаях:

достижение концентрации содержания CO в воздухе помещения 95100 мг/м3;

достижение концентрации содержания CH4 в воздухе помещения 10%
НКПВ;

исчезновение питания;

высокое давление питающего газа;

пожар.
27.2. Автоматическое регулирование работы котлов выполнить согласно СНиП
II-35-76 «Нормы проектирования. Котельные установки».
Содержание основных данных и требований
Лист 22 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
27.3. Автоматическое регулирование:
▪ работы котлов;
▪ температуры воды, подаваемой в теплосеть в зависимости от температуры
наружного воздуха;
▪ температуры на ГВС.
27.4. Узлы учета:
▪ топлива (общий и индивидуальный на котлы);
▪ выработки тепловой энергии;
▪ воды.
27.5. Сигнализация состояния и аварийная сигнализация:
▪ котлоагрегаты (работа/останов/авария);
▪ горелки (норма/блокировка, работа/останов);
▪ насосные агрегаты (работа/останов/авария);
▪ регулирующая и запорная арматура (открыт/закрыт/положение);
▪ вентиляторы (работа/останов/авария);
▪ емкости (текущие, предельные и аварийные уровни).
27.6. Контроль загазованности, система пожарной сигнализации в котельной в
соответствии с действующими нормами.
27.7. Предусмотреть защиту насосов агрегатов по давлению и по предельным
уровням в емкостях в зависимости от технологического режима.
28.
Требования к системе
автоматизации
производственнохозяйственного
водоснабжения
установки
комплексной
подготовки газа
28.1. Водозаборные скважины:
▪ контроль температуры в помещении;
▪ контроль уровня в скважине;
▪ контроль давления на выкиде насоса;
▪ контроль расхода на выходе со скважины;
▪ блокировка насоса по минимальному уровню в скважине и отклонению
давления на выкиде насоса;
▪ запуск насоса при понижении до минимального уровня в резервуарах
хозяйственно-питьевого водоснабжения или в резервуарах противопожарного
запаса воды;
▪ останов насоса при одновременном повышении уровня в резервуарах
хозяйственно-питьевого водоснабжения или в резервуарах противопожарного
запаса воды до максимального в резервуарах.
28.2.
Резервуары хозяйственно-питьевого водоснабжения и противопожарного
запаса воды:
▪ контроль уровня и температуры воды;
▪ блокировка насосов по минимальному уровню (для резервуаров
противопожарного запаса воды для насоса производственной воды);
▪ блокировка насосов пожаротушения при снижении до нижнего уровня
(противопожарного резерва воды).
28.3.
Насосы хозяйственно-питьевой воды:
▪ контроль уровня и температуры воды в системе
▪ запуск насоса при снижении давления в системе до минимального,
включение резервных насосов.
28.4.
Насос подачи производственной воды:
▪ контроль давления воды на всасе и выкиде;
▪ контроль расхода воды на выходе из насосной;
▪ блокировка насоса при отклонении давления на выкиде.
28.5.
Резервуары питательной воды:
▪ контроль уровня и температуры воды;
▪ блокировка насосов по минимальному уровню.
28.6.
Насосы подачи питательной воды:
▪ контроль и регулирование давления воды на выкиде.
▪ контроль давления на всасе;
▪ контроль расхода воды на линиях подачи.
28.7.
Насосы пожаротушения:
▪ контроль давления на всасе и выкиде насоса;
▪ блокировка насосов по минимальному пожарному уровню в резервуарах
Лист 23 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
противопожарного запаса воды.
29.
Требования к
системам
автоматизации систем
отопления,
вентиляции,
кондиционирования,
тепловых сетей
установки
комплексной
подготовки газа
29.1.
Объекты системы «отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха,
тепловые сети», на которых предусмотрены комплектные системы автоматики:
▪ котельная;
▪ механическая мастерская;
▪ насосная станция водоснабжения и пожаротушения.
29.2.
Объекты системы «отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха,
тепловые сети», на которых предусматривается контроль технологических
параметров:
▪ склад хранения реагентов;
▪ насосная станция водоснабжения и пожаротушения.
29.3.
Приточные системы в объеме блочно-комплектной поставки в насосной
станции водоснабжения и пожаротушения, в здании механической мастерской и
блоке обогрева:
▪ контроль температуры обратного теплоносителя;
▪ контроль температуры воздуха в зоне калорифера;
▪ контроль температуры приточного воздуха;
▪ контроль засорения фильтра;
▪ контроль перепада давления воздуха на вентиляторе;
▪ контроль состояние автомата зашиты двигателя вентилятора;
▪ управление воздушной заслонкой;
▪ управление регулирующим клапаном на теплоносителе;
▪ управление вентилятором;
▪ остановка приточно-вытяжной вентиляции при возникновении пожара.
29.4.
Индивидуальные тепловые пункты в закрытом складе хранения
оборудования, механической мастерской, на складе хранения реагентов, в насосной
станции водоснабжения и пожаротушения:
▪ контроль температуры и давления на подающем и обратном
трубопроводах;
▪ контроль расхода тепла.
30.
Требования к системе
пожаротушения
установки
комплексной
подготовки газа
30.1.
Система автоматизации пожаротушения должна обеспечивать:
30.1.1. Прием сигналов от пожарных извещателей (ПИ), определение состояния
ПИ и шлейфов сигнализации и передачу информации по последовательному
интерфейсу передачи данных в щиты управления;
30.1.2. Обмен информацией с внешними устройствами (сервер ввода/вывода,
выносная панель оператора) или иными устройствами по последовательному
интерфейсу;
30.1.3. Контроль срабатывания и исправности цепей дискретных и аналоговых
датчиков различного назначения;
30.1.4. Автоматический и дистанционный пуск средств водяного и пенного
пожаротушения:
▪ управление отдельными насосными агрегатами, задвижками либо всей
установкой пожаротушения в целом (пуск и отключение установки) оператором
пожарного поста (функции оператора пожарного поста может выполнять оператор
защищаемой технологической установки) по последовательному каналу передачи
данных;
▪ автоматический пуск основного пожарного насоса при поступлении
сигнала о возникновении пожара либо непосредственно от датчиков пожарной
сигнализации, либо от внешнего прибора приемно-контрольного пожарного
(ППКП), либо от оператора;
▪ автоматический пуск резервного пожарного насоса при отказе пуска
основного пожарного насоса;
▪ автоматический пуск основного насоса дозатора пенообразователя после
выхода на режим основного или резервного пожарного насоса;
▪ автоматический пуск резервного насоса дозатора пенообразователя при
отказе пуска основного насоса дозатора;
▪ автоматическое закрытие клапана на линии подачи пены к пожарным
Лист 24 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
насосам (если отсутствуют насосы дозаторы);
▪ автоматическое открытие задвижек подачи пены в выходном коллекторе
пожарных насосов и на трубопроводах подачи пены на защищаемые объекты;
▪ автоматическое управление дренажным насосом по сигналам от датчиков
уровня в дренажном приямке;
▪ управление насосными агрегатами и задвижками в режиме местного
управления с помощью кнопочных постов, расположенных на двери щита.
30.1.5. Автоматический
и
дистанционный
пуск
средств
газового
пожаротушения:
▪ дистанционное управление отдельными элементами (электромагнитными
клапанами модулей или установок газового пожаротушения), либо всей установкой
газового пожаротушения в целом (пуск и отключение установки) оператором
пожарного поста (функции оператора пожарного поста может выполнять оператор
защищаемой технологической установки) по последовательному каналу передачи
данных;
▪ дистанционный запуск установки газового пожаротушения (подачу
управляющего напряжения на открытие электромагнитного клапана) с пожарного
поста (панели оператора) или от входа в защищаемое помещение (с кнопочного
поста) и автоматический запуск установки при поступлении сигнала «ПОЖАР» из
защищаемой зоны;
▪ задержку выпуска огнетушащего вещества при автоматическом и
дистанционном пуске на время, необходимое для эвакуации людей из защищаемого
помещения, но не менее чем на 10 секунд (устанавливается программно);
▪ блокировку запуска установки газового пожаротушения при срабатывании
датчика открытия двери в защищаемом помещении;
▪ контроль
исправности
цепей
управления
установки
газового
пожаротушения и цепей сигнализирующих датчиков с выдачей соответствующей
световой и звуковой сигнализации на панель оператора, сервер ввода/вывода и на
лицевую панель щита управления.
30.1.6. Автоматический и дистанционный пуск аэрозольного, порошкового, и
газового
пожаротушения
с
электрическими
пусковыми
устройствами
(пиропатронами):
▪ дистанционное управление отдельными элементами (пиропатронами),
либо всей установкой аэрозольного, порошкового или газового пожаротушения в
целом (пуск и отключение установки) оператором пожарного поста (функции
оператора пожарного поста может выполнять оператор защищаемой
технологической установки) по последовательному каналу передачи данных;
▪ дистанционный запуск установки аэрозольного, порошкового или газового
пожаротушения (подачу управляющего напряжения на поджиг пиропатрона) с
пожарного поста (панели оператора) или от входа в защищаемое помещение (с
кнопочного поста) и автоматический запуск установки при поступлении сигнала
«ПОЖАР» в защищаемой зоне;
▪ задержку выпуска огнетушащего вещества при автоматическом и
дистанционном пуске на время, необходимое для эвакуации людей из защищаемого
помещения, но не менее чем на 30 секунд (для установок газового пожаротушения
не менее 10 с);
▪ блокировку запуска установки аэрозольного, порошкового или газового
пожаротушения при срабатывании датчика открытия двери в защищаемом
помещении;
▪ контроль исправности цепей управления установки аэрозольного,
порошкового или газового пожаротушения и цепей сигнализирующих датчиков с
выдачей соответствующей световой и звуковой сигнализации на панель оператора,
сервер ввода/вывода и на лицевую панель щита управления.
30.1.7. При поступлении сигнала «ПОЖАР» в защищаемом помещении
автоматическое включение оповещателей (световых и звуковых), расположенных в
этом помещении;
30.1.8. Дистанционное включение оповещателей (световых и звуковых) с
пожарного поста (панели оператора);
30.1.9. Контроль исправности цепи световых и звуковых оповещателей;
30.1.10. При возникновении пожара в защищаемом помещении выдачу
командного импульса на отключение технологического оборудования
защищаемого объекта и системы приточно-вытяжной вентиляции или выдачу
Лист 25 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
командного импульса на включение системы дымоудаления;
30.1.11. Сигнализация:
▪ «Пожар»;
▪ «Установка пожаротушения включена»;
▪ «Отклонение параметров напряжения в щите управления»;
▪ «Переход на питание от аккумуляторов»;
▪ «Неисправность цепей сигнализирующих датчиков»;
▪ «Неисправность управляющих цепей насосов, электромагнитных клапанов,
пиропатронов»;
▪ «Неисправность управляющих цепей задвижек»;
▪ «Аварийный уровень в пожарных емкостях, дренажном приямке»;
▪ «Звуковая сигнализация отключена»;
▪ «Автоматический режим отключен»;
30.1.12. Включение звуковой сигнализации:
▪ «Пожар»;
▪ «Установка пожаротушения включена»;
▪ «Аварийный уровень в пожарных емкостях, дренажном приямке»;
▪ «Неисправность установки пожаротушения»
▪ «Насос включен».
30.1.13. Контроль исправности (обрыв, короткое замыкание) цепей датчиков
температуры воды в резервуарах противопожарного запаса и пенообразователя,
пожарных извещателей;
30.1.14. Контроль исправности цепей пуска пожарных насосов, насосов дозаторов
и цепей управления задвижками.
30.2.
Передача информации:
30.2.1. Функциями системы автоматизации пожаротушения должны быть
предусмотрены передача информации в АСУ ТП объекта.
_______
Требования к функциям системы пожаротушения указаны для различных систем. Тип системы
пожаротушения определить на стадии разработки проектной документации.
31.
Требования к
функциям системы
автоматизации узла
подключения в ГТС
ОАО «Газпром»
31.1. Предусмотреть запорную арматуру с возможностью дистанционного
управления, по каждому подключению в ГТС ОАО «Газпром».
31.2. По каждому подключению в ГТС ОАО «Газпром» краны-регуляторы
должны быть обеспечены выводом информации и управлением из АСУ ТП
Саратовско-Беркутовской группы газоконденсатных месторождений и ДП
Стерлитамакского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа».
31.3. Площадки подключения в ГТС ОАО «Газпром» должны быть оборудованы
охранной сигнализацией с выводом информации в АСУ ТП и на контрольнопропускные пункты Саратовско-Беркутовской группы газоконденсатных
месторождений.
31.4. Общие требования:
▪ контроль и сигнализация загазованности и несанкционированного доступа;
▪ контроль состояния, автоматическое и ручное дистанционное управление
запорно-регулирующей арматурой.
32.
Требования к
размещению
компонентов системы
автоматизации
32.1. Размещение компонентов системы автоматизации должно обеспечивать
рациональное расположение на объекте элементов системы автоматизации,
безопасное обслуживание и управление, климатическое исполнение оборудования.
32.2. Элементы управления исполнительными механизмами монтировать в
непосредственной близости от самих механизмов.
32.3. Полевое КИПиА должно быть доступно для обслуживания и считывания
показаний с земли или с площадки обслуживания.
32.4. Вторичные местные приборы (индикаторы) должны располагаться на
уровне глаз.
32.5. Импульсные линии приборов КИПиА должны быть выполнены из
бесшовной стальной нержавеющей трубки внешним диаметром 12 мм, как
минимум, и толщиной стенки не менее 1,5 мм. Фитинги и разъёмы должны иметь
конусные самозапрессовывающиеся уплотнения, с двойным обжимным кольцом.
32.6. Пневматические сигнальные линии должны быть выполнены из бесшовной
Лист 26 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
стальной нержавеющей трубки внешним диаметром 6 мм, как минимум, и
толщиной стенки не менее 1,0 мм.
32.7. Линии воздуха питания КИПиА должны быть выполнены из бесшовной
стальной нержавеющей трубки внешним диаметром 12 мм, как минимум, и
толщиной стенки не менее 1,5 мм.
32.8. Запорная арматура должна быть установлена на каждой точке подключения
прибора КИПиА к процессу, где присутствует давление. Каждый прибор КИПиА
должен иметь свою независимую точку подключения к процессу.
32.9. Пятивентильные манифольды должны быть установлены на каждый
преобразователь перепада давления, индикатор или сигнализатор. Не
рекомендуется
применение
копланарных
манифольдов.
Подключение
соединительных линий от пятивентильного манифольда к аппарату (сосуду,
трубопроводу, регулирующему элементу перепада давления) производится через
шаровые краны. Внутренний диаметр шаровых кранов должен быть не менее
внутреннего диаметра соединительных трубок.
32.10. Трехвентильные манифольды (с двойной блокировкой) должны быть
установлены на каждый показывающий манометр, преобразователь, индикатор или
сигнализатор давления.
32.11. Продувочные и дренажные выхода манифольдов должны быть выведены с
помощью трубной разводки в безопасное место, либо в систему утилизации
сбросов (факельную, закрытую дренажную, и т.п.). Исключения составляют только
средства КИПиА, установленные на технологических объектах с низким
давлением, не содержащих токсические или легковоспламеняющиеся вещества.
33.
Требования к составу,
формату, объему
выпуска проектной
документации и
оформления проекта
33.1. В составе проектной документации должны быть выполнены документы
состоящие из:
▪ текстовой части;
▪ графической части.
33.2. Текстовая часть должна содержать сведения в отношении объекта
капитального строительства, описание принятых технических и иных решений,
пояснения, ссылки на нормативные и (или) технические документы, используемые
при подготовке проектной документации и результаты расчетов, обосновывающие
принятые решения.
33.3. Графическая часть должна отображать принятые технические и иные
решения и выполняться в виде чертежей, схем, планов и других документов в
графической форме.
33.4. Требования к содержанию документов, разрабатываемых при создании
автоматизированной системы, установлены указаниями РД 50-34.698-90
«Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов», а также
соответствующими государственными стандартами:
▪ Единой системы программной документации (ЕСПД);
▪ Единой системы конструкторской документации (ЕСКД);
▪ Системы проектной документации для строительства (СПДС).
33.5. Виды и комплектность документов регламентированы ГОСТ 34.201-89
«Виды,
комплектность
и
обозначение
документов
при
создании
автоматизированных систем».
33.6. В составе документации выполнить (не ограничиваясь):
▪ раздел автоматизации в пояснительной записке;
▪ схема автоматизации;
▪ перечень оборудования КИПиА;
▪ схемы соединения внешних проводок;
▪ схемы подключения внешних проводок;
▪ схемы принципиальные питания, управления, сигнализации и измерения;
▪ таблицы соединений и подключений;
▪ чертежи установки технических средств;
▪ план расположения оборудования и проводок;
▪ опросные листы на КИПиА;
▪ расчеты по подбору регулирующих и отсекающих клапанов;
▪ перечень входных и выходных сигналов КИПиА;
▪ спецификация оборудования, изделий и материалов, с указанием номеров и
сроков действия разрешений на применение на опасных производственных
Лист 27 из 29
№
п/п
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и требований
объектах, сертификатов соответствия;
▪ взаимоувязки с технологической, электротехнической и другой
документацией.
33.7. В составе проектно-сметной документации отдельной книгой выпускаются:
▪ сводные и локальные сметы на производство строительно-монтажных и
пусконаладочных работ;
▪ заказные спецификации на оборудование и материалы, с указанием
номеров и сроков действия разрешений на применение на опасных
производственных объектах, сертификатов соответствия;
▪ опросные листы (технические задания);
▪ технические требования на изготовление блочного, нестандартного
оборудования системы КИПиА.
33.8. Вся документация должна быть разработана на русском языке. Стандартная
техническая документация иностранных фирм должна быть представлена также на
русском языке.
34.
Дополнительные
требования
34.1. Контроль и управление работой оборудования указаны для отдельных
технологических элементов. Необходимость установки технологического
оборудования определить на стадии разработки проектной документации. Перечень
контролируемых параметров является ориентировочным и должен быть уточнен на
этапе проектирования.
34.2. Основные технические решения должны быть согласованы с Заказчиком и
ПТД ОАО АНК «Башнефть».
34.3. При дополнении технологической схемы оборудованием, не учтенным
данными техническими условиями, требования к системе автоматизации уточнить
у Заказчика.
34.4. Дополнения и изменения, настоящих ТУ могут быть внесены при
согласовании с Заказчиком и ПТД ОАО АНК «Башнефть».
34.5. Заказные спецификации на оборудование, опросные листы (технические
задания), технические требования на изготовление блочного, нестандартного
оборудования должны быть согласованы с Заказчиком.
И.о. Начальника УМАСиИТ
ООО «Башнефть-Добыча»
С.А. Фокин
Разработал:
Начальник отдела автоматизации УМАСиИТ
А.М. Габдуллин
Лист 28 из 29
ЛИСТ СОГЛАСОВАНИЯ
к техническим условиям на разработку проектной документации систем автоматизации
обустройства Саратовско-Беркутовской группы газоконденсатных месторождений.
(уровень полевого оборудования)
Директор ПТД
ОАО АНК «Башнефть»
Н.И. Магомедшерифов
Директор ДДНГ
ОАО АНК «Башнефть»
С.Е. Здольник
Директор ДПРДНГ
ОАО АНК «Башнефть»
С.В. Незговоров
Начальник ОПСНГ ПТД
ОАО АНК «Башнефть»
В.В. Акимов
Начальник ОАМ ПТД
ОАО АНК «Башнефть»
А.В. Ганов
Заместитель начальника УПСНГ
ООО «Башнефть-Добыча»
И.Ш. Абдулжелилов
Начальник ОДНГ
ООО «Башнефть-Добыча»
А.В. Киселев
Начальник ОССГ УПСНГ
ООО «Башнефть-Добыча»
Р.В. Равчеев
Начальник ОПРНИ
ООО «Башнефть-Добыча»
Р.Ю. Дрожжин
Начальник отдела метрологии УМАСиИТ
ООО «Башнефть-Добыча»
А.О. Халанский
И.о. Главного инженера
ООО «БашНИПИнефть»
Э.Р. Юмашев
Главный инженер проекта
ООО «БашНИПИнефть»
Р.А. Абзалов
Начальник ОАТСКИП
ООО «БашНИПИнефть»
А.П. Михайлов