Приложение ДА (справочное) Исходные терминологические
advertisement
ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ГОСТ Р ИСО 10418 (проект, первая редакция) ФЕДЕРАЦИИ Нефтяная и газовая промышленность МОРСКИЕ ДОБЫЧНЫЕ УСТАНОВКИ Система обеспечения безопасности технологического процесса Основные требования ISO-10418:2003 Petroleum and natural gas industries — Offshore production installations — Basic surface process safety systems (IDT) Настоящий проект стандарта не подлежит применению до его принятия Москва Стандартинформ 2012 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0–2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения» Сведения о стандарте 1 ПОДГОТОВЛЕН ОАО «Газпром» и Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 4 2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа» 3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «____» ____________20__г. №_________ 4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 10418:2003 «Нефтяная и газовая промышленность. Морские добычные установки. Система обеспечения безопасности технологического процесса. Основные требования» (ISO 10418:2003 «Petroleum and natural gas industries — Offshore production installations — Basic surface process safety systems») 5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ 6 Необходимо иметь в виду, что некоторые элементы настоящего стандарта могут быть объектом патентного права. ИСО не берет на себя ответственность за идентификацию какого-либо отдельного или всех таких патентных прав Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты» Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет «Стандартинформ» Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии II ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Содержание Содержание ........................................................................................................................ III ВведениеV 1 Область применения ..................................................................................................... 1 2 Термины, определения и сокращения ......................................................................... 1 3 Символы и обозначения защитных устройств ......................................................... 11 4 3.1 Цели .................................................................................................................... 11 3.2 Функциональные требования .......................................................................... 11 Концепция анализа безопасности технологического процесса ............................. 13 4.1 Цели .................................................................................................................... 13 4.2 Общие функциональные требования .............................................................. 14 4.3 Функциональные требования к анализу с использованием таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки .............................. 15 4.4 Функциональные требования к анализу с использованием структурированных методов ............................................................................ 18 5 Разработка системы обеспечения безопасности технологического процесса ...... 20 5.1 Цели .................................................................................................................... 20 5.2 Функциональные требования .......................................................................... 21 5.3 Требования к использованию таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки в качестве методов анализа................................... 29 5.4 Требования к использованию способов и методов идентификации опасностей и оценки рисков, приведенных в ГОСТ Р ИСО 17776 ............. 29 Приложение А (справочное) Обозначение элементов и символы устройств защиты31 Приложение B (справочное) Анализ с использованием таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки ..................................................... 36 Приложение C (справочное) Примеры схем анализа безопасности и схем функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) ............................. 102 Приложение D (справочное) Вспомогательные системы ........................................... 116 III ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение E (справочное) Система байпасов и сигнализации ............................... 127 Приложение F (справочное) Токсичные газы .............................................................. 130 Приложение G (справочное) Типовые процедуры испытаний и отчетности ........... 136 Приложение ДА (справочное) Исходные терминологические статьи ...................... 147 IV ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Введение Для комплексного решения вопросов, связанных с охраной труда и промышленной безопасностью при работах на шельфе нефтегазодобывающие компании должны иметь эффективные системы управления. Эти системы управления должны охватывать все стадии жизненного цикла морской установки и все виды работ на этих стадиях. В стандарте ИСО 14001 [4] представлены требования к системе управления, разработанной для решения вопросов охраны окружающей среды. Содержащиеся в настоящем стандарте принципы также применимы к вопросам охраны труда и обеспечения безопасности. Одним из ключевых элементов эффективной системы управления является системный подход к идентификации опасностей и оценке риска, который необходим для предоставления информации, существенной при принятии решений и выполнении действий, направленных на снижение риска. Снижение рисков является важным элементом управления безопасностью, а выбор мер по снижению рисков в основном является результатом квалифицированных инженерных решений. Однако при принятии таких решений необходимо учитывать конкретные обстоятельства, которые могут потребовать пересмотра применяемых методов и ранее использовавшихся правил и стандартов. Меры по снижению рисков должны включать предупреждение инцидентов (т.е. снижение их вероятности), управление инцидентами (т.е. снижение масштаба и продолжительности инцидента) и смягчение последствий (т.е. уменьшение последствий инцидента). Превентивные меры, такие как использование безопасных по своей сути проектных решений и обеспечение целостности объектов, должны применяться везде, где это возможно. На основе оценки риска должны быть разработаны планы и определены ресурсы по восстановлению после произошедших аварий. Указанные мероприятия должны разрабатываться с учетом того, что меры по контролю и смягчению последствий инцидентов могут не достичь поставленной цели. На основе результатов оценки риска должны быть определены задачи и функциональные требования в области безопасности, охраны труда и окружающей среды. Детальность идентификации опасностей и оценки риска зависит от размеров и этапа жизненного цикла объекта, на котором эта оценка производится. Например: V ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) - для сложных сооружений, например, большой добычной платформы, включающей сложное оборудование, буровой модуль и жилые комплексы, вероятно, потребуется подробное исследование таких аварий, как пожары, взрывы, столкновения с судами, конструктивные разрушения и т.д.; - для более простых сооружений, например, платформ с устьями скважин и сравнительно простой технологией подготовки возможно применение общепринятых правил и стандартов в качестве базы, отражающей опыт эксплуатации таких сооружений; - для сооружений, являющихся повторением более ранних проектов, оценки, проведенные для оригинального проекта, можно считать достаточными для принятия решения в отношении мер, необходимых для управления авариями; - для сооружений на ранних этапах проектирования оценки обязательно будут менее подробными, чем на более поздних этапах проектирования, и в большей мере охватывают вопросы непосредственно проектирования по сравнению с аспектами эксплуатации и управления. Все критерии, разработанные на ранних стадиях проектирования, должны быть проверены при вводе объекта в эксплуатацию. Может возникать необходимость пересмотра или внесения изменений в результаты проведенных исследований по идентификации опасностей и оценке рисков, если будут выявлены новые существенные обстоятельства или на объекте будет выполнена крупная реконструкция. Вышеуказанные соображения являются общими и применимыми ко всем опасностям и возможным авариям. Система безопасности технологического процесса – это термин, описывающий оборудование, предназначенное для предотвращения, смягчения последствий или управления инцидентами, возникающими в технологическом оборудовании. Данная система включает предохранительные системы, контрольно-измерительные приборы для подачи сигналов тревоги и останова систем, а также аварийные вспомогательные системы. Системы безопасности технологического процесса должны разрабатываться на основе анализа, учитывающего инциденты и возможность возникновения угроз безопасности. Результаты анализа и принятые решения о системах безопасности технологического процесса необходимо документировать. Если морское сооружение и используемые на нем технологические системы достаточно хорошо известны, то можно использовать правила и стандарты в ходе идентификации опасностей и оценки рисков, которые лежат в основе выбора систем VI ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) технологической защиты. Настоящий стандарт предназначен для такого применения и основывается на методах, содержащихся в [8], доказавших свою эффективность на протяжении многих лет. Могут использоваться альтернативные методы оценки, например, основанные на методике структурированного анализа, описанной в ИСО 177761). После проведения соответствующей оценки можно произвести выбор оборудования на основе сочетания традиционного директивного подхода и новых стандартов, больше ориентированных на анализ рисков. Специальные требования к контролю и смягчению последствий пожаров и взрывов на морских сооружениях приведены в ИСО 137021). Общие требования для систем пожарной и газовой сигнализации и систем аварийного останова (АО) также включены в ИСО 13702. Настоящий стандарт и ИСО 13702 содержат ссылки на новые стандарты функциональной безопасности систем, оборудованных контрольно-измерительными приборами. В настоящем стандарте даны ссылки на стандарт МЭК 61511-1, который развивает применительно к технологическому процессу положения общего стандарта МЭК 615081), на который ссылается ИСО 13702. Взаимозависимость между стандартами, упомянутыми выше, представлена на рисунке 1. Подход, описанный в настоящем стандарте, должен применяться итерационным методом. В ходе проектирования необходимо отслеживать возникновение любых новых опасностей и рассматривать необходимость новых мер по снижению рисков. Следует признать, что методы проектирования, анализа и испытаний, описанные в настоящем стандарте, были разработаны для типовых сооружений, эксплуатируемых в настоящее время. Поэтому при разработке систем технологической защиты необходимо тщательно рассматривать вопросы выбора размера сооружения, сложности технологического оборудования, сложности и разнообразия защитного оборудования и необходимого количества персонала. Новые и инновационные технологии могут потребовать новых подходов. Настоящий стандарт был создан, прежде всего, для того, чтобы содействовать разработке новых сооружений, и поэтому отдельные его требования могут быть неприменимы к существующим сооружениям. Применение положений данного стандарта к существующим сооружениям должно быть тщательно обосновано. При планировании Рекомендуется использовать идентичные стандарты ГОСТ Р ИСО 17776, ГОСТ Р ИСО 13702 и стандарты серии ГОСТ Р МЭК 61508. 1 VII ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) крупных изменений на сооружении могут появиться более широкие возможности для внедрения этих требований. При этом необходимо тщательно рассмотреть настоящий стандарт и определить положения, которые могут быть учтены при проведении изменений. ИСО 10418 Нефтяная и газовая промышленность. Морские добычные установки. Системы обеспечения безопасности технологического процесса. Основные требования ИСО 13702 Нефтяная и газовая промышленность. Морские добычные установки. Контроль и ограничения последствий взрывов и пожаров. Основные требования 4 1 3 2 ИСО 17776 Нефтяная и газовая промышленность. Морские добычные установки. Способы и методы идентификации опасностей и оценки риска. Основные требования 5 Обозначения 1. Комплексные методы обнаружения опасностей и анализа рисков 2. Требования к контрольно-измерительным приборам, используемым исключительно для защиты или для дополнительной защиты. 3. Требования комплексной безопасности к системам пожарной и газовой сигнализации и системам аварийного останова. 4. Требования к стратегии борьбы с пожарами и взрывами и вспомогательным системам. 5. Требования к непроверенным на практике контрольно-измерительным приборам, используемым для обеспечения безопасности. Рисунок 1 – Взаимосвязь между стандартами, относящимися к морским сооружениям VIII ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Нефтяная и газовая промышленность МОРСКИЕ ДОБЫЧНЫЕ УСТАНОВКИ Система обеспечения безопасности технологического процесса Основные требования Petroleum and natural gas industries. Offshore production installations. Basic surface process safety systems Дата введения ______________ г. 1 Область применения Настоящий стандарт определяет цели, функциональные требования и руководящие принципы в отношении методов анализа, проектирования и испытания систем безопасности морских нефтегазопромысловых сооружений. Стандарт описывает основные концепции анализа и проектирования систем безопасности технологического процесса и иллюстрирован примерами применения этих концепций для типовых технологических элементов. Настоящий стандарт распространяется на следующие сооружения, используемые в нефтяной и газовой промышленности: - стационарные морские сооружения; - плавучие установки для добычи, хранения и отгрузки продукции. Настоящий стандарт не распространяется на мобильные плавучие установки и подводные системы, однако для этих объектов многие принципы настоящего стандарта могут использоваться в качестве практических рекомендаций. 2 Термины, определения и сокращения В настоящем стандарте применены следующие термины, определения и сокращения. 1 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1 Термины и определения 2.1.1 аварийные условия эксплуатации (abnormal operating condition): Условия, возникающие в элементе технологического процесса, когда эксплуатационный параметр выходит за пределы допустимых эксплуатационных значений. 2.1.2 эксплуатация при атмосферном давлении (atmospheric service): Эксплуатация при избыточном давлении в диапазоне от 0,2 до 35 кПа. 2.1.3 сосуд с автоматическим огневым обогревом (automatically fired vessel): Сосуд, в котором объем топлива, поступающего в горелку, контролируется автоматическим регулятором температуры или давления. 2.1.4 противоток (backflow): Поток жидкости в элементе технологического процесса, текущий в направлении, противоположном направлению основного потока. 2.1.5 продувочный клапан (blowdown valve): Клапан, соединяющий систему технологического процесса с системой сбросов газов в атмосферу. 2.1.6 герметичность (containment): Свойство изделия или его элементов, исключающее проникновение через них газообразных и (или) жидких веществ ГОСТ 26790-85, статья 1 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.1 (приложение ДА). 2.1.7 выявляемое аварийное условие (detectable abnormal condition): Аварийное условие эксплуатации, которое может быть обнаружено датчиком. 2.1.8 открытый источник зажигания (direct ignition source): Любой источник, имеющий достаточную энергию для инициирования возникновения горения. 2.1.9 система аварийного останова (emergency shutdown system ESD system): Система, активируемая автоматически или в ручном режиме, выполняющая управляющие действия для останова оборудования или технологического процесса в случае возникновения опасной ситуации. 2.1.10 превышение температуры (excess temperature): Температура в элементе технологического процесса выше номинальной рабочей температуры. 2.1.11 нормально закрытый клапан (fail – closed valve): Клапан, переходящий в закрытое состояние при потере питания или управляющего сигнала. 2 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1.12 отказ (failure): Потеря способности изделия выполнить требуемую функцию. ГОСТ Р 27.002-2009, статья 49 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.2 (приложение ДА). 2.1.13 система обнаружения пожара (fire detection system): Система, осуществляющая непрерывный автоматический мониторинг для оповещения персонала о возникновении пожара и выполнения управляющих действий вручную или автоматически. 2.1.14 сосуд с огневым обогревом (fired vessel): Сосуд, в котором температура среды увеличивается вследствие передачи тепла пламени, находящегося в огневой трубе сосуда. 2.1.15 пневматическая установка пожарной сигнализации (fire loop): Пневматическая линия с тепловыми замками, при срабатывании активирующая управляющие действия в случае возникновения опасной ситуации. Примечание – Примеры тепловых замков: плавкие предохранители, синтетические трубы и т.д. 2.1.16 погасание пламени (flame failure): Пламя, являющееся недостаточным для мгновенного воспламенения горючих паров, поступающих в камеру сгорания. 2.1.17 выкидная линия скважины (flowline): Трубопровод, направляющий поток от устья скважины до первого элемента технологического процесса. 2.1.18 сегмент выкидной линии скважины (flowline segment): Часть выкидной линии скважины, рабочее давление которой отличается от давления в другой части этой же выкидной линии. 2.1.19 утечка газа через отверстие для жидкости (gas blowby): Утечка газа из элемента технологического процесса через выходное отверстие для жидкости. 2.1.20 система обнаружения газа (gas detection system): Система, осуществляющая мониторинг зон морского сооружения на наличие и концентрацию горючих газов и подающая сигнал тревоги и управляющие воздействия при определенных концентрациях. 3 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1.21 пожароопасная (взрывоопасная) зона (hazardous area): Часть замкнутого или открытого пространства, в пределах которого постоянно или периодически обращаются горючие вещества и в котором они могут находиться при нормальном режиме технологического процесса или его нарушении (аварии). Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ, статья 2, пункт 30 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.3 (приложение ДА). 2.1.22 авария (hazardous event): Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ. Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ, статья 1 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.4 (приложение ДА). Н а п р и м е р - выброс газа, пожар, утечка газа через отверстие для жидкости. 2.1.23 повышение уровня жидкости (high liquid level): Уровень жидкости в элементе технологического процесса в диапазоне от нормального рабочего уровня до максимально допустимого рабочего уровня. 2.1.24 повышение давления (high pressure): Давление в элементе технологического процесса в диапазоне от нормального рабочего давления до максимально допустимого рабочего давления. 2.1.25 точка изменения ВД/НД (HP/LP interface): Точка в технологическом элементе сооружения, в которой эксплуатационное давление меняется с высокого на низкое. Примечание – Изменение расчетного давления технологической системы или трубопровода часто соответствует точке изменения ВД/НД. 2.1.26 повышение температуры (high temperature): Температура в элементе технологического процесса в диапазоне от нормальной рабочей температуры до максимально допустимой рабочей температуры. 4 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1.27 элемент с непрямым обогревом (indirect heated component): Сосуд или теплообменник, используемый для увеличения температуры среды путем передачи тепла от другой нагретой среды. П р и м е ч а н и е – Примеры нагретых сред: пар, нагретая вода, нагретая нефть или другое нагретое вещество. 2.1.28 система останова объекта (installation safety system): Защитные устройства и аварийные вспомогательные системы, размещенные на объекте для обеспечения останова. П р и м е ч а н и е – Система может включать несколько отдельных систем останова технологических процессов и активироваться как вручную, так и при срабатывании автоматических датчиков. 2.1.29 останов объекта (installation shutdown): Останов всех элементов технологического процесса на объекте и всего вспомогательного оборудования, не требуемого при ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечении безопасности персонала. 2.1.30 система защиты, оснащенная контрольно-измерительными приборами (instrument protection system): Система, в которой контрольно-измерительные приборы используются для обнаружения отклонений от нормальных эксплуатационных условий и принятия мер для возвращения процесса в безопасное состояние или предотвращения ущерба окружающей среде, травмирования персонала или повреждения оборудования. 2.1.31 полнота (integrity) целостность (Ндп.): Вероятность системы удовлетворительно выполнять требуемую функцию при заданных условиях в течение заданного периода времени. 2.1.32 утечка (leak): Неконтролируемый выход жидких и/или газообразных углеводородов из элемента технологического процесса в атмосферу. 2.1.33 переполнение жидкости (liquid overflow): Вытекание жидкости из элемента технологического процесса через выходное отверстие для газов (паров). 2.1.34 нижний концентрационный предел распространения пламени (lower flammable limit LFL, lower explosive limit LEL): Минимальное содержание горючего вещества в однородной смеси с окислительной средой, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания. ГОСТ 12.1.044-89, пункт 2.5.1 5 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.5 (приложение ДА). 2.1.35 понижение расхода (low flow): Расход жидкости в элементе технологического процесса в диапазоне от минимально допустимого рабочего расхода до нормального рабочего расхода. 2.1.36 понижение уровня жидкости (low liquid level): Уровень жидкости в элементе технологического процесса в диапазоне от минимально допустимого рабочего уровня до нормального рабочего уровня. 2.1.37 понижение давления (low pressure): Давление в элементе технологического процесса в диапазоне от минимально допустимого рабочего давления до нормального рабочего давления. 2.1.38 понижение температуры (low temperature): Температура в элементе технологического процесса в диапазоне от минимально допустимой рабочей температуры до нормальной рабочей температуры. 2.1.39 функционирование с ошибками (malfunction): Состояние устройства или оборудования, при котором оно работает не должным образом, но продолжает выполнять проектные функции. 2.1.40 максимально допустимое рабочее давление (maximum allowable operating pressure): Максимальное рабочее давление, допустимое в любой точке трубопроводной системы при нормальном режиме эксплуатации или в статических условиях. 2.1.41 давление рабочее (maximum allowable working pressure MAWP): Максимальное внутреннее избыточное или наружное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса. ПБ 03-576-03, приложение 1, статья 9 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.6 (приложение ДА). 2.1.42 превышение давления (overpressure): Давление в элементе технологического процесса выше максимально допустимого рабочего давления. 6 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1.43 трубопровод (pipeline): Сооружение, состоящее из соединенных между собой труб с запорной арматурой и предназначенное для транспорта продуктов в газообразном, жидком или двухфазном состояниях. ОСТ 51-54-79, статья 3 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.7 (приложение ДА). 2.1.44 пневматическая система (pneumatic power system): Система, которая обеспечивает подачу воздуха под давлением к работающим пневматическим механизмам. 2.1.45 предохранительный клапан (pressure safety valve): Клапан, предназначенный для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от превышения давления свыше заранее установленной величины посредством сброса избытка рабочей среды и обеспечивающий прекращение сброса при давлении закрытия и восстановлении рабочего давления. ГОСТ Р 52720-2007, статья 5.33 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.8 (приложение ДА). 2.1.46 элемент технологического процесса (process component): Отдельная функциональная часть технологического оборудования и связанной с ним трубной обвязки, используемая на установках по подготовке и закачке. Н а п р и м е р - сепаратор, подогреватель, насос, сосуд. 2.1.47 останов технологического процесса (process shutdown): Отключение технологического блока от остальных путем закрытия соответствующих запорных клапанов. 2.1.48 технологический блок (process station): Один или несколько элементов технологического процесса, выполняющие специальные технологические функции, например, сепарация, обогрев, перекачка. 2.1.49 защитное устройство (protection device): контрольно-измерительный прибор (КИП) или элемент оборудования, используемые в системе защиты. 2.1.50 уровень полноты безопасности (safety integrity level SIL) уровень целостности безопасности* (Ндп.): Дискретный уровень для установления требований к 7 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) полноте защите для функций безопасности, выполняемых системами защиты, оснащенными КИП. П р и м е ч а н и е – SIL 4 является максимальным уровнем полноты безопасности; SIL 1минимальным. 2.1.51 датчик (sensor): Средство измерений, предназначенное для выработки сигнала измерительной информации в форме, удобной для передачи, дальнейшего преобразования, обработки и (или) хранения, но не поддающейся непосредственному восприятию наблюдателем. ГОСТ 51086-97, раздел 3, статья 1 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.9 (приложение ДА). П р и м е ч а н и е – Датчик может активировать функции управления, например, останов элемента технологического процесса. 2.1.52 клапан останова (shutdown valve SDV): Автоматический нормально закрытый клапан, предназначенный для отсечения трубопровода или технологического блока. 2.1.53 рабочее давление устьевого оборудования (shut–in tubing pressure SITP): Максимальное допустимое давление на устье скважины при ее долговременной остановке. 2.1.54 скважинный предохранительный клапан (subsurface safety valve SSSV): Автоматическое устройство, устанавливаемое в скважине ниже морского дна, выполняющее функцию по предотвращению неконтролируемого вытекания жидкости из скважины при возникновении опасной ситуации. 2.1.55 автоматический скважинный предохранительный клапан (subsurfacecontrolled subsurface safety valve SSCSSV): Скважинный предохранительный клапан, срабатывающий в соответствии с параметрами давления в скважине. 2.1.56 управляемый с поверхности скважинный предохранительный клапан (surface–controlled subsurface safety valve SCSSV): Скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности гидравлическими, электрическими, механическими или иными средствами. 8 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.1.57 поверхностный предохранительный клапан (surface safety valve SSV): Автоматический клапан на устье скважины, изолирующий флюиды пласта при отключении энергии. 2.1.58 недопустимое понижение давления (underpressure): Давление в элементе технологического процесса ниже расчетного давления разрушения. 2.1.59 подводный предохранительный клапан (underwater safety valve USV): Автоматический клапан, устанавливаемый на подводном устье скважины, изолирующий флюиды пласта при отключении энергии. 2.1.60 инцидент (undesirable event): Отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений Федерального закона №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте. Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ, статья 1 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.10 (приложение ДА). Н а п р и м е р - превышение давления, недопустимое понижение давления, переполнение жидкости. 2.1.61 вакуум (vacuum): Состояние среды, абсолютное давление которой меньше атмосферного. ГОСТ 5197-85, статья 1 П р и м е ч а н и е – Исходные терминологические статьи приведены в ДА.11 (приложение ДА). 2.1.62 вентиляционное отверстие (vent): Трубка или фитинг на сосуде, сообщающийся с атмосферой. П р и м е ч а н и е – Вентиляционная система может включать устройства сброса давления / вакуума. 9 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 2.2 Сокращения В настоящем стандарте применены следующие сокращения: Компьютерное проектирование; Аварийный сброс давления; Аварийная вспомогательная система; Система пожарной и газовой сигнализации; Стратегия борьбы с пожарами и взрывами; Общество по контрольно-измерительной аппаратуре, системам и автоматизации; NRTL 2) Национальная признанная испытательная лаборатория; 2) OEL Максимальный уровень воздействия; PFD Схема технологического процесса; P&ID Схема трубопроводов и контрольно-измерительных приборов; SAC Контрольный перечень процесса анализа безопасности; SAFE Функциональная оценка анализа безопасности; SAT Таблица анализа безопасности; SIL Уровень полноты безопасности; 2) SSC Сульфидное растрескивание под напряжением; АО (ESD) Аварийный останов; 2) АПЗ (АFP) Активная противопожарная защита; ГК (NGL) 2) Газовый конденсат; ДГ (ASH) Датчик горючего газа; ДГТ (OSH) Датчик максимального безопасного уровня воздействия (токсичных газов); ДДВ (PSH) Датчик повышения давления; ДДВН (PSHL) Датчик повышения и понижения давления; ДДН (PSL) Датчик понижения давления; ДРВ (FSH) Датчик повышения расхода; ДРН (FSL) Датчик понижения расхода; ДТВ (TSH) Датчик повышения температуры; ДТВН (TSHL) Датчик повышения и понижения температуры; ДТН (TSL) Датчик понижения температуры; ДУВ (LSH) Датчик повышения уровня; ДУН (LSL) Датчик понижения уровня; ИПД (YSH) Извещатель пожарный дымовой; ИПП (USH) Извещатель пожарный пламени; ИПТ (TSE) Извещатель пожарный тепловой; КИП Контрольно-измерительные приборы. КО (SDV) Клапан останова; КОБ (FSV) Обратный клапан; КП (PSV) Предохранительный клапан ; КПАС (SSCSSV) Автоматический скважинный предохранительный клапан; КПВ (USV) Подводный предохранительный клапан; КПР (BDV) Продувочный клапан; КПС (SSSV) Скважинный предохранительный клапан; КПТ (TSV) Температурный предохранительный клапан; КПУС (SCSSV) Управляемый с поверхности скважинный предохранительный клапан; CAD 2) EDP ESS F&G FES ISA Сокращение не используется в тексте настоящего стандарта и приведено для соответствия исходному международному стандарту ИСО 10418 2) 10 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) КПХ (SSV) МДРД (MAWP) МПУ (PSE) НПКРП (LFL) РДУО (SITP) УКП (BSL) Поверхностный предохранительный клапан; Максимально допустимое рабочее давление; Мембранное предохранительное устройство; Нижний концентрационный предел распространения пламени; Статическое давление в насосно-компрессорных трубах; Устройство контроля пламени горелки; 3 Символы и обозначения защитных устройств 3.1 Цели Графические символы и обозначения наносятся на защитные устройства: - для уникальной идентификации защитных устройств, используемых на технологических установках; - для удобства распознавания защитных устройств, размещенных на установках и на линиях между ними. - для обеспечения систематизации процессов проектирования и анализа. 3.2 Функциональные требования На любом объекте должна использоваться единая система идентификации и обозначения всех устройств защиты и технологических элементов. Все устройства защиты и технологические элементы должны иметь уникальные идентификаторы (идентификационные номера), которые затем будут использоваться при разработке рабочих чертежей, например, схем технологического процесса (PFD) и схем трубопроводов и контрольно-измерительных приборов (P&ID). Уникальный идентификатор (идентификационный номер) должен состоять из буквенно-цифровых символов (то есть, AAAA, NNN). Буквы должны обозначать функцию, а цифры должны уникально идентифицировать разные устройства, выполняющие одинаковые функции (например, ДДВ 005 означает датчик повышения давления номер 5). Имеется ряд графических символов, выбор которых зависит от подрядчиков и используемых систем компьютерного проектирования. Единый стандарт должен применяться, как минимум, в рамках одного проекта и при эксплуатации одного морского сооружения. Графические символы, используемые в настоящем стандарте, приведены в приложении A. 11 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Перечень рекомендуемых буквенных идентификаторов для устройств защиты приведен в таблице 1. Таблица 1 – Идентификаторы устройств защиты Параметр Противоток Пламя горелки Расход Уровень Давление Давление Давление или вакуум Вакуум 12 Датчики и автоматически срабатывающие устройства Устройства защиты Идентификатор Общее наименование Технологическая функция безопасности Обратный клапан Предотвращение противотока КОБ Устройство контроля Контроль пламени горелки УКП пламени горелки Датчик повышения Контроль расхода по верхнему ДРВ расхода пределу Датчик понижения Контроль расхода по нижнему ДРН расхода пределу Датчик повышения Контроль уровня по верхнему ДУВ уровня пределу Датчик понижения Контроль уровня по нижнему ДУН уровня пределу Датчик повышения Контроль давления по ДДВ давления верхнему пределу Датчик повышения / Контроль давления по ДДВН понижения давления верхнему / нижнему пределу Датчик понижения Контроль давления по ДДН давления нижнему пределу Клапан сброса давления Контроль давления КП / предохранительный клапан Предохранительная Обеспечение безопасности по МПУ мембрана / мембранное давлению предохранительное устройство Предохранительный Контроль давления КП клапан для давления/вакуума Крышка люка сброса Контроль давления КП давления/вакуума Вентиляционное Нет отверстие Вакуумный Контроль давления КП предохранительный клапан Предохранительная Обеспечение безопасности по МПУ мембрана / мембранное давлению предохранительное устройство ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы 1 Тепловой пожарный Контроль температуры ИПТ извещатель Датчик повышения Контроль температуры по ДТВ температуры верхнему пределу Датчик понижения Контроль температуры по ДТН Температура температуры нижнему пределу Датчик повышения / Контроль температуры по ДТВН понижения температуры верхнему / нижнему пределу Температурный Обеспечение безопасности по КПТ предохранительный температуре клапан Управляемые клапаны Операции Идентификатор безопасности Поверхностный предохранительный клапан на устье скважины КПХ Подводный предохранительный клапан КПВ Продувочный клапан КПР Прочие клапаны останова КО 4 Концепция анализа безопасности технологического процесса 4.1 Цели Концепция анализа безопасности предназначена: - для выявления инцидентов, которые могут повлечь возникновение угроз безопасности, и определения надежных мер защиты для предотвращения таких событий или минимизации их воздействия, если они возникнут; - для определения основных положений для разработки и документального оформления решений по системе останова добычного сооружения в отношении процессов, включающих элементы и системы, обычно используемые в морских условиях; - для определения руководящих принципов анализа элементов и систем, являющихся новыми или значительно отличающимися от рассматриваемых в настоящем стандарте; - для проведения проверки по утвержденной аналитической методике для подтверждения, что цели в области обеспечения безопасности выполнены, и предусмотренные меры по защите элементов технологического процесса образуют интегрированную систему, охватывающую всю платформу. 13 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 4.2 Общие функциональные требования 4.2.1 Необходимо провести анализ каждого технологического элемента с целью проверки устройств защиты, предназначенных для обнаружения, предотвращения, смягчения или управления инцидентами, которые могут возникнуть в элементе технологического процесса при наихудших условиях. 4.2.2 Процедура анализа должна определять требования к системному методу разработки системы безопасности технологического процесса и подготовки сопроводительной документации. 4.2.3 В ходе анализа необходимо: - выявить инциденты, которые могут повлиять на элемент; - определить решения и технические средства по безопасности, необходимые для выявления, предотвращения или смягчения последствий таких событий; - установить основные требования к разработке и документированию положений системы безопасности технологического процесса. 4.2.4 В анализе необходимо предусмотреть: - использование таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки согласно 4.3 или, - использование структурированных методов анализа согласно 4.4. Во многих случаях будет полезным сочетание вышеуказанных подходов. В конкретных проектах необходимо учитывать следующее: - следует рассмотреть использование структурированных методов согласно 4.4, если применены технологические элементы, не включенные в основной перечень приложения В, или технологический элемент используется каким-либо новым способом; - если применялись методы анализа согласно 4.3, возможно обосновать отказ от отдельных основных или дополнительных устройств защиты, если анализ по методам согласно 4.4 подтвердил обеспечение необходимых уровней безопасности. 4.2.5 При выборе подхода необходимо учитывать следующее: - традиционно используемый подход к анализу объектов этого региона; - квалификацию, опыт и компетентность лиц, проводящих анализ; - новизну и сложность используемых технологических систем; 14 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) П р и м е ч а н и е – Более подробные рекомендации по выбору методов идентификации опасностей и оценки риска приведены в ИСО 17776 (раздел 4). 4.3 Функциональные требования к анализу с использованием таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки 4.3.1 Порядок выполнения анализа и проектирования 4.3.1.1 Анализ и проектирование систем безопасности на морском сооружении должен включать следующие действия: a) с разработку детальных технологических схем для платформы и определение эксплуатационных параметров. Технологические схемы и эксплуатационные параметры должны основываться на данных по оборудованию и проектных требованиях; b) определение основных технологических элементов, для которых возможно провести структурированный анализ в соответствии с В.2 (приложение В). Пример анализа для основных технологических элементов представлен в В.3 (приложение В). Если элемент, используемый в технологическом процессе, существенно отличается от элементов, рассмотренных в В.3 (приложение В), для такого элемента необходимо разработать таблицы SAT и SAC на основе принципов, представленных в В.2 (приложение В), или согласно описанию в 4.3.1.3; c) проверку необходимости основных устройств защиты для каждого элемента технологического процесса, используя таблицы SAT, при этом элемент рассматривается как независимая установка. Затем таблицы SAC для отдельных элементов используются для обоснования отказа от лишних устройств защиты при рассмотрении взаимосвязей элементов технологического процесса. В таблицах SAC представлены точные условия, в соответствии с которыми возможен отказ от отдельных устройств защиты при рассмотрении крупных сегментов технологического процесса; d) логическое объединение всех устройств защиты и оборудования со встроенной защитой в общую систему останова морского сооружения, используя схемы SAFE. Указать на схеме SAFE все технологические элементы и требуемые для них устройства защиты. Отметить функции, которые выполняют устройства, и связать каждое устройство с его функцией, отметив соответствующую клетку в матрице схемы; 15 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) e) если проектируется новое сооружение, отображение на технологической схеме всех устанавливаемых устройств; f) если анализируется существующее сооружение, сравнение схемы SAFE и технологической схемы и добавление устройств, которые необходимы, но не указаны на технологической схеме. 4.3.1.2 В ходе анализа необходимо определить средства мониторинга (датчики) и автоматические устройства защиты, необходимые для производственного объекта. Также следует определить функцию безопасности, необходимую для возврата технологического процесса в безопасное состояние (останов, перенаправление входных потоков, сброс давления и т.д.). 4.3.1.3 Использование проверенных на практике методов системного анализа, адаптированных к технологическому процессу, позволит определить минимальные требования по защите каждого технологического элемента. Если такой анализ применяется к элементу как независимому агрегату, и используются наихудшие значения входных и выходных параметров, то результаты анализа для такого элемента будут иметь силу в любой технологической конфигурации. Соответствующие методы анализа приведены в ИСО 17776. 4.3.2 Таблица анализа безопасности (SAT) 4.3.2.1 Необходимо подготовить таблицы SAT для каждого технологического элемента, являющегося частью проекта объекта. 4.3.2.2 Для каждого выявленного инцидента таблицы SAT должны указывать: - причину; - выявляемое аварийное условие. 4.3.2.3 Таблицы SAT применимы к элементу независимо от его места в технологическом процессе. В границы каждого технологического элемента включаются трубная обвязка на входе, устройства управления и трубная обвязка на выходе, связывающая его с другим элементом. Необходимо рассмотреть каждый трубопровод и трубный отвод на выходе до точки, начиная с которой обеспечивается защита устройствами следующего элемента. П р и м е ч а н и е – Таблицы SAT для основных технологических элементов морского сооружения представлены в приложении С. 16 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 4.3.2.4 Анализ безопасности каждого технологического элемента позволяет выделить инциденты (последствия отказов оборудования, нарушения технологии, инцидентов и т.д.), от которых следует обеспечить защиту, а также выявляемые аварийные условия, мониторинг которых может проводиться в целях безопасности. Эти выявляемые условия используются для активации в ручном или автоматическом режиме действий, направленных на предотвращение или минимизацию последствий инцидентов. В таблицах SAT представлена логическая последовательность разработки системы останова, включая инциденты, которые могут возникнуть в следующих технологических элементах из-за отказов оборудования или устройств защиты рассматриваемых элементов. 4.3.2.5 В таблицах SAT должны быть перечислены основные причины каждого инцидента, которыми являются отказы оборудования, нарушение технологического процесса, ошибки операторов и инциденты, но все основные причины одной категории приводят к одному инциденту. Так, блокировка линии может произойти в результате образования пробки, замерзания, другого отказа регулирующего клапана или непреднамеренного закрытия клапана при помощи ручного управления. Инциденты должны быть определены в ходе детального исследования режимов отказа элемента и его вспомогательного оборудования. Эти режимы отказа сгруппированы по причинам, вызывающим инцидент. 4.3.3 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) 4.3.3.1 Для каждого технологического элемента, являющегося частью проекта объекта, следует составлять перечни SAC. П р и м е ч а н и е – Перечни SAC для основных технологических элементов представлены в приложении С. 4.3.3.2 В перечнях SAC указаны устройства защиты, необходимые для защиты каждого элемента технологического процесса. При этом элемент рассматривается как как отдельный агрегат, эксплуатируемый при наихудших возможных входных и выходных параметрах. Для каждого рекомендованного устройства перечислены определенные условия, при которых возможен отказ от использования данного устройства в силу взаимосвязей рассматриваемого элемента с другими элементами технологического процесса. Такие действия обоснованы, когда необходимая защита обеспечивается устройствами защиты других элементов, или же возможное аварийное условие, для 17 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) обнаружения которого предназначено устройство, не создаст риска безопасности в конкретной конфигурации. 4.3.4 Схемы функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) 4.3.4.1 Схемы SAFE должны быть составлены на все сенсорные элементы (датчики), клапаны останова, устройства останова и аварийные вспомогательные системы с указанием их функций. Схема SAFE должна содержать перечень всех технологических элементов и аварийных вспомогательных систем с необходимыми устройствами защиты, а также перечень функций, выполняемых каждым устройством. 4.3.4.2 Если устройство не требуется, причина должна быть указана в схеме SAFE с указанием соответствующего пункта в перечне SAC. Если причина отказа от использования устройства заключается в том, что устройство на другом элементе обеспечивает эквивалентную защиту, то это альтернативное устройство должно быть показано на схеме SAFE. Связь каждого устройства защиты с его заданной функцией отмечается в соответствующей ячейке матрицы. Если устройство защиты на элементе технологического процесса не указано по причинам, не упомянутым в SAC, то в схему SAFE должно быть добавлено примечание, описывающее причину отказа от использования устройства защиты. Составление схемы SAFE является способом проверить логику основной системы останова. П р и м е ч а н и е – Типовая схема SAFE представлена на рисунке C.1 (Приложение С). Примеры использования схемы SAFE приводятся в приложении С. 4.4 Функциональные требования к анализу с использованием структурированных методов 4.4.1 Для идентификации опасностей, а также оценки и контроля рисков следует использовать процесс управления рисками. Указания по управлению рисками содержатся в ИСО 17776 (пункт 5). 4.4.2 Методы структурированного анализа, используемые для идентификации опасностей и оценки рисков, должны подбираться с учетом специфики морского сооружения и проводимых на нем операций. Указания по выбору способов и методов этого процесса приведены в ИСО 17776 (пункт 4.5). 18 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 4.4.3 Для каждой конкретного производственного объекта необходимо разработать стратегию управления технологическими опасностями. В стратегии необходимо рассмотреть или привести ссылки для следующих элементов: - основные принципы управления технологическим процессом и его останова; - основные принципы сегментирования объекта для аварийного останова (АО); - основные принципы аварийного останова (АО); - основные принципы сброса давления и продувки; - основные принципы работы факельной системы и вентиляции. 4.4.4 В этой стратегии необходимо рассмотреть опасности, определенные по методам, приведенным в ИСО 17776. 4.4.5 Основные принципы аварийного останова должны включать описание иерархии систем останова объекта. 4.4.6 Необходимо провести комплексное исследование всех точек изменения ВД/НД в технологическом процессе. В исследовании необходимо оценить надежность систем защиты от превышения и недопустимого понижения давления и переполнения жидкостью аппарата, расположенного ниже по потоку после точки изменения ВД/НД. В исследовании необходимо учесть: - источники превышения давления; - требования к объему сброса и расчетные случаи сброса; - требования к пропускной способности (например, максимальная пропускная способность регулирующего клапана); - проектные данные по клапанам КП для подтверждения эффективности их срабатывания в конкретных сценариях превышения давления; - пропускную способность по сбросу; - предполагаемая конфигурация или эксплуатационные характеристики устройств сброса (например, регулирующих клапанов); - управляющие воздействия автоматических защитных устройств для обоснования решения об эффективности предотвращения превышения давления в конкретных сценариях. 4.4.7 Системы безопасности технологического процесса должны быть проверены на пригодность к эксплуатации в условиях нормального пуска и останова объекта. 19 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Применение заведомо безопасных решений, рассмотренных в ИСО 17776 (пункт 5), поможет снизить риски, возникающие при эксплуатации объекта и оборудования. 4.4.8 Работа системы, обеспечивающей защиту технологического процесса, должна быть подтверждена: - уровнем SIL каждой последовательности останова системы; - запретами и байпасами, требуемыми для работы системы; - надежностью, готовностью и ремонтопригодностью элементов системы безопасности технологического процесса. Примечания 1 Запреты и байпасы временно предотвращают автоматическое срабатывание системы, чтобы обеспечить непрерывность работы. 2 Указания по применению байпасов представлены в приложении Е. 5 Разработка системы обеспечения безопасности технологического процесса 5.1 Цели Целями разработки системы обеспечения безопасности технологического процесса являются: - защита персонала, окружающей среды и оборудования от рисков, связанных с технологическим процессом; - предотвращение выбросов углеводородов, сброса при превышении давления или сброса токсичных жидкостей из элементов технологического процесса и смягчения последствий в случае возникновения этих событий; - останов технологического процесса или его части для прекращения подачи углеводородов к месту утечки или переполнения; - предотвращение воспламенения углеводородов при выбросе; - останов технологического процесса в случае пожара; - предотвращение инцидентов в оборудовании, которые могут привести к выбросу углеводородов из другого оборудования. 20 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 5.2 Функциональные требования 5.2.1 Принципы проектирования предусмотренной системы безопасности должны включать: - использование лучшей инженерной практики; - применение проверенных на практике методов анализа для определения минимальных требований к технологическим элементам, которые должны использоваться при определении схемы технологического процесса. 5.2.2 Для каждого элемента технологического процесса должны быть предусмотрены меры защиты с целью: - предотвращения неконтролируемого выброса углеводородов или других сред, - уменьшения последствий неконтролируемого выброса. 5.2.3 Предусмотренные меры защиты должны обеспечивать: - изоляцию сегмента технологического процесса для смягчения последствий утечки или переполнения (при необходимости); - активацию останова или изоляцию источников зажигания в случае выброса легковоспламеняющихся паров; - останов процесса в случае возникновения пожара или повышения концентрации газов; - сброс давления из оборудования, в случае необходимости, путем подключения технологических систем к системе сброса газа в атмосферу. 5.2.4 Рассматриваемый подход должен применяться ко всем элементам технологического процесса от устьев скважин до последнего звена технологической цепочки. 5.2.5 Предусматриваемая система безопасности должна быть независимой, чтобы отказ штатной системы управления технологическим процессом не вызывал опасные сбои в работе системы безопасности и не препятствовал реагированию системы безопасности на инциденты. 5.2.6 Аварийные эксплуатационные условия, которые могут привести к инциденту, должны выявляться датчиками, контролирующими один или более технологический параметр, или автоматически срабатывающими устройствами. 21 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 5.2.7 Инциденты, являющиеся внешними по отношению к технологическому процессу морского сооружения, не развиваются самостоятельно, если отсутствует воздействие на технологический процесс, и нет возникновения пожара. При воздействии инцидента на технологический процесс система безопасности должна остановить технологический процесс или соответствующую его часть. Если инцидент приводит к возникновению пожара, то система безопасности должна остановить все операции на платформе в подверженной опасности зоне за исключением требуемых для борьбы с пожаром и проведения аварийных работ. П р и м е ч а н и е – Такие инциденты могут быть вызваны природными явлениями, столкновениями с судами или вертолетами, отказами инструментов и техники или ошибками персонала3. Эти инциденты могут быть предотвращены или минимизированы в результате внедрения комплексной системы управления безопасностью, предусматривающей безопасную конструкцию инструментов и оборудования, безопасные эксплуатационные процедуры для персонала и оборудования, а также подготовку персонала. На рисунке 2 показано, как внешние инциденты могут воздействовать на технологический процесс. 5.2.8 Рабочие режимы системы безопасности должны включать: a) автоматический мониторинг и автоматические защитные действия при выявлении датчиком аварийного условия, указывающего на наступление инцидента; b) автоматическое защитное действие, активированное персоналом, наблюдающим аварийные условия или оповещенным о них сигналом тревоги; c) непрерывную защиту, обеспечиваемую вспомогательными системами, которые ограничивают объем и эффект от выброса углеводородов. П р и м е ч а н и е - Система АО является важной, в том числе на объектах без постоянного присутствия персонала, поскольку большинство аварий и отказов случается во время операций, происходящих в присутствии персонала. Таким образом, персонал может оказаться на месте, чтобы активировать систему АО. 5.2.9 Система безопасности обычно предусматривает два уровня защиты для предотвращения или уменьшения последствий отказов оборудования в ходе технологического процесса. Оба уровня защиты должны быть независимыми и дополнять устройства управления, используемые в обычных технологических операциях. В общем, эти два уровня должны обеспечиваться функционально различными типами устройств. 3 А также и другими причинами 22 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) П р и м е ч а н и е - Схожие устройства имеют одинаковые характеристики и могут иметь одинаковые режимы отказов. 1 – пламегаситель воздухозаборника 2 – пламегаситель вытяжной трубы 3 – блокировка стартера электродвигателя a – для элементов, работающих под давлением b – для элементов, работающих при атмосферном давлении Рисунок 2 – Схема защиты. Морская добычная установка 23 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 5.2.10 Два уровня защиты должны подразделяться на приводимые в действие в первую очередь (основной) и в последующую очередь (вторичный). Необходимо обосновать выбор защитных устройств для конкретной ситуации. П р и м е ч а н и е - Например, два уровня защиты от разрыва, вызванного превышением давления, могут быть обеспечены системой ДДВ, используемой для активации изоляции оборудования до возникновения разрыва, и КП, предотвращающим разрыв путем сброса избыточного объема в безопасное место. При выборе настроек основного уровня защиты необходимо учитывать следующее: - значение должно превышать максимальное нормальное эксплуатационное давление, включая соответствующий допуск на точность настройки и нормальные колебания процесса; - значение должно быть ниже давления, при котором происходит сброс, включая допуск на точность настройки; - скорость повышения технологического параметра и скорость реакции системы. 5.2.11 Если установка двух функционально различных типов устройств защиты признана неоправданной, то можно использовать два набора устройств защиты с одинаковыми функциями при условии, что они подходят для выполнения данной функции, а ожидаемые требования и общие аварийные режимы приняты во внимание. П р и м е р – Если требуется защита от превышения давления, а использование системы сброса давления признано нецелесообразным, возможно использовать систему защиты, оснащенную КИП, с соответствующим уровнем резервирования, которая включала бы систему датчиков для обнаружения превышения давления, логическую систему и клапаны останова для изоляции источника превышения давления. 5.2.12 Если системы, основанные на КИП, используются как для основной, так вторичной защиты, а отказ может привести к серьезным травмам или экологическому ущербу, то тогда такие системы должны разрабатываться и внедряться с соблюдением необходимого уровня полноты безопасности в соответствии с МЭК 61511-1. П р и м е ч а н и е – Если система, основанная на КИП, используется для основной защиты, то возможно не соблюдать требования МЭК 61511-1 при условии, что вторичная система защиты срабатывает автоматически и отвечает требованиям соответствующих правил и стандартов. 5.2.13 Аварийная вспомогательная система (ESS) необходима на случай возникновения чрезвычайных ситуаций, приводящих к возникновению пожаров и выбросу 24 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) газов, которые могут создать риск для объекта. ESS не следует считать единственным или дополнительным уровнем защиты от превышения давления. П р и м е ч а н и е – Система ESS не должна обязательно соответствовать требованиям МЭК 61511-1, если только эта система не используется для значительного снижения рисков. Руководства по требованию уровня полноты безопасности ESS приведены в приложении D. 5.2.14 Все элементы технологического процесса эксплуатационной платформы от устья скважины до конца технологической цепочки, включая системы закачки в пласт, должны быть интегрированы в общую систему безопасности. П р и м е ч а н и е – Когда полностью защищенные технологические элементы объединяются в одном технологическом блоке, дополнительных угроз надежности процесса не возникает. Поэтому, если все устройства защиты технологических элементов логически объединены в систему безопасности технологического процесса, весь объект является защищенным. 5.2.15 Места размещения КО и других оконечных устройств управления должны определяться на основе детального изучения технологических схем и знания эксплуатационных параметров. Размещение КО должно основываться на принципах сегментирования/изоляции технологического процесса, учитывая функции установок, перечни оборудования и требования к обслуживанию/готовности. 5.2.16 Когда аварийное условие в элементе технологического процесса выявляется устройством защиты или персоналом, все входящие линии технологических жидкостей, тепла и топлива должны быть перекрыты или направлены в другие элементы, если это технологически безопасно. Если выбран останов, то необходимо отключать первичный подающий источник (скважина, насос, компрессор, трубопровод и т.д.). Нежелательно закрывать входящие линии элемента, если это может создать аварийные условия в предыдущем элементе и привести к его отключению устройствами защиты. Процесс отключения будет повторяться для каждого элемента, следуя по технологической цепочке выше по потоку вплоть до отключения первичного источника. Таким образом, в каждом элементе будут возникать аварийные условия, вызывающие срабатывание собственных устройств защиты всякий раз, когда отключается следующий элемент. Этот каскадный эффект, зависящий от работы нескольких дополнительных 25 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) устройств защиты, может создавать чрезмерную нагрузку на оборудование, и его по возможности следует избегать. Возможны особые случаи, когда каскадное отключение, описанное выше, допустимо. Примеры допустимых случаев каскадного отключения представлены ниже: П р и м е р 1. Источник на входе в сепаратор часто изменяется, поскольку различные скважины периодически подключаются к сепаратору. Если скважины, подключенные к сепаратору, должны закрываться при обнаружении аварийного условия, то логика системы безопасности должна изменяться каждый раз, когда к сепаратору подключаются другие скважины. Это создает возможность ошибки при изменении логики. В этом случае предпочтительно закрыть вход сепаратора и инициировать закрытие скважин(ы) в результате повышения давления в трубопроводе и срабатывания ДДВ трубопровода. Приёмный коллектор и трубопровод должны быть рассчитаны на максимальное давление, которое может быть создано в результате такой операции. П р и м е р 2. Платформа получает продукцию по выкидной линии скважины от отдельно расположенной скважины. Хотя источником для системы является отдельная скважина, обнаружение аварийных условий на платформе должно вызвать активацию КО на выкидной линии скважины. Если желательно закрыть скважину после закрытия КО на выкидной линии на платформе, то это можно сделать, используя ДДВ выкидной линии, установленный у скважины. Пример 3. Компрессорная установка оснащена автоматическим переключающим клапаном, который позволяет продолжать добычу на скважинах, способных работать при давлении в трубопроводе, возникающем при отключении компрессора. В этом случае, скважины, неспособные работать при установившемся давлении в трубопроводе, могут быть закрыты в результате срабатывания датчиков ДДВ на выкидной линии скважины, что минимизирует потенциальные логические проблемы системы безопасности. 5.2.17 Желательно закрыть вход технологического элемента для дополнительной защиты или предотвращения выравнивания давления или уровней жидкости в предыдущих элементах после отключения первичного источника. В этом случае первичный источник должен быть закрыт одновременно с закрытием впускного клапана элемента или до этого. 5.2.18 Меры, направленные на предотвращение пожаров должны соответствовать требованиям ИСО 13702 (приложение С). 5.2.19 Вентиляция должна соответствовать требованиям ИСО 13702 (приложение С). 26 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 5.2.20 Защита от пожаров, вызываемых электрическими источниками, должна соответствовать требованиям ИСО 13702 (приложение С). 5.2.21 Размещение оборудования должно соответствовать требованиям ИСО 13702. 5.2.22 Защита нагретых поверхностей должна соответствовать требованиям ИСО 13702. 5.2.23 Ограждение нагретого оборудования должно соответствовать требованиям ИСО 13702. 5.2.24 Система ESS (см. приложение D) должна минимизировать эффект выброса углеводородов, повышения давления и токсических жидкостей на морских добычных установках. ESS может включать следующее: a) систему обнаружения горючих газов для обнаружения утечки углеводородов, инициирования тревоги и останова платформы до того, как концентрация газа достигнет НКПРП; П р и м е ч а н и е – В приложении E приводятся указания по объявлению тревоги. b) при необходимости, систему обнаружения токсичных газов для обнаружения токсичных газов, инициирования тревоги и останова платформы; П р и м е ч а н и е - В приложении F приводятся указания и методы обращения с сернистой продукцией. c) систему дренажа для сбора разлившихся жидких углеводородов и инициирования останова платформы; d) пневматическая установка пожарной сигнализации для обнаружения тепла при пожаре и активации останова платформы; e) другие пожарные извещатели (пламени, тепловые и дымовые), используемые для увеличения возможностей обнаружения пожара; f) ESS, чтобы обеспечить ручное инициирование останова платформы персоналом, выявившим аварийные условия или инциденты; g) клапаны КПС, которые могут быть автоматическими (КПАС), управляемыми системой АО и/или пневматической установкой пожарной сигнализации (КПУС); h) технологические элементы продувки для перенаправления газообразных углеводородов в безопасное место в случае пожара или утечки. 5.2.25 ESS должна быть разработана с учетом функциональных требований, указанными в FES, разработанной в соответствии с ИСО 13702. 27 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) П р и м е ч а н и е – Информация о стандартных методах проектирования и компоновки ESS, а также проектирования на основе стандартов качества с использованием уровней полноты безопасности приведена в приложении D. 5.2.26 Целостность систем безопасности на платформе зависит от надежной работы ряда других вспомогательных систем. Эти вспомогательные системы также важны, как и другие элементы обслуживаться. системы В безопасности приложении D платформы, рассмотрены или и должны даны также ссылки для хорошо систем пневматической и гидравлической энергии и систем выброса газа в атмосферу. Системы пневматической и гидравлической энергии обеспечивают энергию приводам устройств безопасности. Система пневматической энергии также обеспечивает КИП. Системы выброса газа в атмосферу устанавливаются для направления газа, стравленного из элементов технологического процесса, в безопасное место для последующего выброса в атмосферу. Примечания 1 Требования для этих систем приведены в ИСО 13702. 2 В D.5 (приложение D) приведены дополнительные указания по выбросу газа в атмосферу. 5.2.27 КПС должны устанавливаться ниже морского дна, чтобы предотвратить неконтролируемый поток из скважины при возникновении чрезвычайной ситуации. КПАС должны закрываться, если дебит скважины превышает установленное значение, что может означать крупную утечку. КПУС должны закрываться при активации системой АО и/или пневматической установкой пожарной сигнализации. П р и м е ч а н и е – Указания по проектированию и монтажу КПС приведены в ИСО 10417 [3]. 5.2.28 Проект должен предусматривать устройства управления: - запретами и байпасами в цепях останова; - повторной настройкой сработавших устройств в последовательности останова; - испытанием цепей останова; - контролем изменений в цепях и системах останова. Примечание – В приложении G приведена подробная информация о типовых процедурах испытания и отчетности. 28 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 5.3 Требования к использованию таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки в качестве методов анализа 5.3.1 Дополнительно к требованиям пункта 5.2 следует применять требования пунктов 5.3.2 - 5.3.4. 5.3.2 Устройства защиты, определенные в SAT, в сочетании с необходимыми КО и другими оконечными устройствами управления, должны быть установлены, чтобы обеспечить защиту элементов технологического процесса в любой технологической конфигурации. Важно, чтобы пользователь понимал логику SAT и то, как разрабатываются таблицы SAT. 5.3.3 Если проект системы безопасности основывается исключительно на настоящем стандарте, все устройства защиты, указанные в SAT для каждого элемента, необходимо рассмотреть и установить. При наличии условий, при которых функция, обычно выполняемая устройством защиты, не требуется или адекватно выполняется другим устройством защиты, можно отказаться от использования такого устройства. Примечания 1 В таблицах SAC в приложении B приведен перечень эквивалентных методов защиты, которые позволяют исключить некоторые устройства. 2 В некоторых случаях для анализа элементов используются альтернативные методы, что может привести к выработке другого подхода к обеспечению безопасности. 5.3.4 Если используемый элемент технологического процесса не включен в приложение B, то для такого элемента необходимо разработать таблицы SAT, как указано в разделе 4. 5.4 Требования к использованию способов и методов идентификации опасностей и оценки рисков, приведенных в ИСО 17776 5.4.1 Необходимо установить системы, отвечающие функциональным и эксплуатационным требованиям, определенным с использованием методов анализа. 5.4.2 Проекты систем технологической безопасности должны быть оформлены в виде данных и схем, включая следующее: - технические условия и чертежи; 29 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) - причинно-следственные диаграммы (включая входы и выходы ESS); - перечень сигналов тревоги и уровней останова; - перечень КП. 5.4.3 Данные и документы должны обновляться и контролироваться в ходе разработки проекта и эксплуатации объекта. 30 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение А (справочное) Обозначение элементов и символы устройств защиты А.1 Общие положения Рекомендуется во избежание неверного толкования при проектировании и эксплуатации определить точную систему идентификации всех технологических и вспомогательных элементов и разработать единую таблицу символов. Внедрение единой системы идентификации помогает проводить анализ и проектирование основных систем безопасности технологического процесса. Предлагаемый метод обозначения устройств защиты технологического процесса основан на ISA S 5.1 [15]. Полное обозначение устройств защиты включает следующие две части: - обозначение функции устройства; - ссылку на защищаемый элемент. Подробная информация о схемах обозначения этих двух частей дана в А.2 – А.4. А.2 Обозначение функций устройств Каждое устройство защиты должно быть обозначено системой букв и цифр, которые используются для классификации устройства по контролируемым технологическим параметрам и функциям в системе безопасности (например, КП, ДУВ). Если установлены два или несколько устройств одного типа, то они должны быть обозначены уникальными цифрами, образующими часть идентификационного номера устройства (например, КП-001, ДУВ-015). В таблице А.1 приведен неисчерпывающий перечень таких символов для устройств защиты. T a б л и ц а А.1 – Символы устройств защиты Параметр Противоток Пламя горелки Расход Датчики и автоматически срабатывающие устройства Наименование устройств защиты Символ Общее Наименование ISA Одно Объедин. наименование устройство устройство Запорный клапан Предохранительный КОБ клапан потока Датчик пламени горелки Датчик пламени горелки УКП Датчик высокого расхода Датчик повышения расхода ДРВ Датчик низкого расхода Датчик понижения расхода ДРН ДРВН 31 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы A.1 Уровень Давление Датчик высокого уровня Датчик повышения уровня ДУВ Датчик низкого уровня Датчик понижения уровня ДУН Датчик высокого давления Датчик повышения давления ДДВ Датчик низкого давления Клапан сброса давления / предохранительный клапан Датчик понижения давления Предохранительный клапан давления ДУВН ДДВН ДДН КП КП Давление или вакуум Вакуум Температура Пламя Пожар 32 Разрушающаяся мембрана / крышка безопасности Перепускной клапан для давления / вакуума Элемент безопасности по давлению Предохранительный клапан давления КП Крышка отверстия сброса давления / вакуума Предохранительный клапан давления КП Вентиляционное отверстие Нет Вакуумный перепускной клапан Предохранительный клапан давления Разрушающаяся мембрана или крышка безопасности Датчик высокой температуры Элемент безопасности по давлению Датчик повышения температуры ДТВ Датчик низкой температуры Датчик понижения температуры ДТН Пламегаситель или искрогаситель Датчик пламени (ультрафиол. / инфракрасный) Датчик тепла (термический) Датчик дыма (ионизационный) Плавкий материал Нет МПУ КП МПУ ДТН Датчик повышения температуры ДТВ ИПД Элемент безопасности по температуре ИПТ ДТВН ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы А.1 Концентрация взрывоопасных газов Концентрация токсичных газов Датчик взрывоопасных газов Датчик максимально безопасной концентрации ДГ Датчик токсичных ДГТ газов Приводимые в действие клапаны Назначение Принятые символы Устьевой П р и м е ч а н и е – Для КПХ КПХ поверхностный подводного предохранительный предохранительного клапана клапан или указывать «КПВ». подводный предохранительный клапан Продувочный КПР КПР КПР клапан КПР Прочие отсечные клапаны КО КО КО КО А.3 Обозначение элементов При функциональном обозначении устройства указывается ссылка на защищаемый элемент. Первой буквой обозначается тип элемента. Первой буквой должна быть одна из букв столбца «Код» таблицы А.2. Буква выбирается в соответствии с типом элемента, указанным во второй колонке таблицы А.2. Следующие две буквы используются для дальнейшего определения первой буквы. Последние четыре знака обозначают конкретный элемент. Эти знаки определяются пользователем и должны быть уникальными для элемента в конкретном месте. T a б л и ц а А.2 – Обозначения элементов Код А B Первая буква Две следующие буквы Следующие знаки Х ХХ ХХХХ Тип элемента Элемент Атмосферный сосуд (при температуре окружающей среды) Атмосферный сосуд (с обогревом) Обозначения модификаций Модификация элемента Код Элемент BH, BJ, BM AA Двунаправленный AP, BC, BK, BM AB Накопительный резервуар факельной системы Идентификатор элемента (определяется пользователем, уникален для конкретного места) 33 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы А.2 C D Компрессор Корпус Нет AE, AN, AU, BB AL, AW, BN AC AD AE Котел Коагулирующий фильтр Компрессор E G Элемент с огневым или газовым обогревом Выкидная линия скважины Коллектор от A1 до A9 AF Контактная колонна AG Теплообменник AR, AS, AT, AY, AZ BG J K L Линия закачки Трубопровод Платформа AR, AS, AT AA, AH, AQ AG AJ AK AL M Сосуд под давлением (при температуре окружающей среды) AM N AN Генератор P Q Сосуд под давлением (с обогревом) Насос Устье скважины AB, AD, AF, AJ, AK, AM, AV, BD, BF, BH, BJ, BL, BM AC, AF, AM, AP, BC, BD, BG, BJ, BK AX, BA, BE AR, AS, AT, AY, AZ Управляющее устройство Откачивающая линия Фильтр Фильтр-сепаратор Принудительная вентиляция Сепаратор воды H AP AQ Подогреватель Закачивающая линия Z Другие AR AS AT AU Закачка, газ Закачка, газлифт Закачка, вода Измерительный прибор Измерительный сосуд Естественная вентиляция Трубопровод Добыча, углеводороды Добыча, вода Сегмент выкидной линии скважины Технологический процесс, прочее Насос Рибойлер Сепаратор Операции Скруббер F AH AV AW AX AY AZ A1A9 BA BB BC BD BE BF 34 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы А.2 BG BH BJ BK BL BM BN ZZ Кожухотрубный Отстойник Резервуар Установка для обработки Мерный баллон Очистка воды Газовый обогрев Другие А.4 Примеры обозначений Примеры рекомендованных методов обозначения показаны на рисунке А.1. Пример А Устройство Давление Безопасность Элемент Сосуд атмосферного давления Клапан Резервуар Определенный резервуар Пример Б Устройство Номер Давление Безопасность Высокий уровень устройства Элемент Компрессор Нет модификации Номер компрессора Рисунок А.1 – Примеры наименований устройств защиты 35 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение B (справочное) Анализ с использованием таблиц, контрольных перечней и схем функциональной оценки В.1 Общие правила В настоящем приложении описывается полный анализ безопасности каждого основного технологического элемента, обычно используемого в системе технологического процесса морского сооружения. Этот анализ элементов включает: a) инциденты, которые необходимо учитывать при проектировании технологических установок, вероятные причины, следствия, основные и дополнительные методы защиты и места размещения устройств защиты; b) описание каждого технологического элемента; c) типовые чертежи каждого технологического элемента с указанием всех рекомендуемых устройств защиты, которые следует применять на основе анализа отдельных элементов. Прилагается анализ каждого технологического элемента с указанием рекомендуемых мест размещения устройств защиты; d) таблицы SAT для каждого технологического элемента с анализом инцидентов, которые могут воздействовать на элемент; e) перечни SAC для каждого технологического элемента с перечислением всех рекомендуемых устройств защиты и условий, при которых отдельные устройства защиты могут быть исключены, логическое обоснование использования или исключения каждого устройства защиты; f) схему SAFE, указывающую функции для всех датчиков, КО, устройств отключения и систем ESS. В.2 Инциденты. Причины, следствия и методы защиты В.2.1 Общие правила Инцидент – это неблагоприятное явление в элементе технологического процесса, которое вызывает риски безопасности. В данном пункте рассматриваются инциденты, которые могут произойти в элементе технологического процесса при наихудших входных и выходных параметрах. Возникновение инцидента может быть определено по одному или нескольким технологическим параметрам, вышедшим за пределы эксплуатационных ограничений. Эти аварийные эксплуатационные условия могут быть обнаружены датчиками, которые инициируют 36 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) останов, чтобы предохранить элемент технологического процесса. Каждый инцидент, который может воздействовать на элемент технологического процесса, рассматривается по следующей схеме: - причина; - следствие и выявляемое аварийное условие; - основная и дополнительная защита для предотвращения события или реагирования на его возникновение. Общий подход был применен к целому ряду элементов технологического процесса широкого применения, его результаты представлены в В.3 - В.12. Если используемый элемент технологического процесса не включен в В.3 - В.12, то можно использовать общий подход, чтобы разработать необходимые SAT, SAC и требования к устройству. Следует отметить, что устройство или систему можно рассматривать как метод защиты только, если они могут предотвратить инцидент независимо от других систем. Например, в случае повышенного давления ДДВ может рассматриваться в качестве основной защиты только, если он обеспечит безопасное закрытие входных линий, отключение источников тепла и предотвратит разрыв или появление превышения давления. В.2.2 Превышение давления В.2.2.1 Причины Превышение давления может быть вызвано источником на входе, который создает в элементе давление, превышающее рабочее давление, вследствие превышения расхода на входе над расходом на выходе. Расход на входе может превысить расход на выходе в случае отказа устройства управления предыдущего элемента или при ограничениях или блокировке выходных линий элемента, или если в предыдущем элементе произойдет переполнение или утечка газа через отверстие для жидкости. Превышение давления может быть также вызвано тепловым расширением жидкостей в элементе, если тепло поступает при закрытых входных и выходных линиях. В.2.2.2 Следствия и выявляемые аварийные условия Превышение давления может привести к внезапному разрыву и последующей утечке углеводородов. «Повышение давления» – это выявляемое аварийное условие, указывающее на возможность превышения давления. В.2.2.3 Основная защита Основная защита от превышения давления в герметичном элементе должна обеспечиваться системой защиты ДДВ, которая должна перекрыть линии на входе. Для резервуара с обогревом ДДВ должен также отключить подачу топлива или источник тепла. Основная защита для 37 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) элементов атмосферного давления должна обеспечиваться соответствующей системой вентиляции. В.2.2.4 Дополнительная защита Дополнительная защита от превышения давления в герметичном элементе должна обеспечиваться КП. Дополнительная защита для элементов атмосферного давления должна обеспечиваться дополнительной системой вентиляции. Дополнительная вентиляционная система может быть идентична основной или же выполнена в виде калиброванного лючка с автономным КП или независимым КП. Альтернативно, для основной и дополнительной защиты может использоваться система, основанная на КИП, при условии, что она реализована в соответствии с МЭК 61511-1. Если используется пилотный перепускной клапан, то в случае отказа привода конструкция клапана должна обеспечить выполнение его функций, чтобы давление не превышало максимально допустимое. Если это приемлемо, то в качестве альтернативы КП можно использовать предохранительные мембраны (МПУ) или многорежимные клапаны. Понижение температуры может быть вызвано сбросом некоторых материалов в атмосферу, и поэтому системы предохранительно-перепускных устройств должны быть разработаны для работы при низкой температуре, которая может возникать при таких процессах. В.2.2.5 Места размещения устройств защиты В элементах технологического процесса, состоящих одновременно из жидкостных и газовых секций, должны быть установлены системы ДДВ, КП или вентиляционные системы для выявления или сброса давления из жидкостных и газовых секций. Соединительные цепи устройств защиты должны быть расположены по возможности в самой верхней точке элемента, чтобы снизить вероятность загрязнения протекающим продуктом. Установка КП и вентиляционных устройств на атмосферных резервуарах должна производиться в соответствии с [12] или другими применимыми стандартами. В.2.3 Утечки В.2.3.1 Причины Утечка может быть вызвана разрушением в результате коррозии, эрозии, механических повреждений или повышенной температуры, разрывом при превышении давления или аварийным повреждением вследствие воздействия внешних факторов. В.2.3.2 Следствия и выявляемые аварийные условия Утечка может привести к выбросу углеводородов в атмосферу. «Понижение давления», «противоток» и «понижение уровня» являются аварийными условиями, которые могут указывать 38 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) на возникновение утечки. Альтернативно, система ESS должна выявлять такие события, обнаруживая шум, возникающий в месте утечки, или выявляя накопление газа. В.2.3.3 Основная защита Основная защита от утечек, происходящих с достаточно высоким расходом и создающих аварийные условия эксплуатации в элементе под давлением, должна обеспечиваться ДДН, который перекрывает линии на входе, и КОБ, который снижает противоток. Основная защита от утечек из жидкостных секций может также обеспечиваться ДУН, который перекрывает приток продукта. В атмосферных элементах основная защита от утечек жидкости должна обеспечиваться ДУН, который перекрывает приток продукта. Система дренажа должна обеспечить основную защиту от малых утечек жидкости, которые не могут быть обнаружены устройствами защиты технологического элемента. Основная защита от малых утечек газа, которые возникают в недостаточно вентилируемой зоне и не могут быть обнаружены датчиками элемента, должна обеспечиваться системой обнаружения горючих газов. Датчики давления и уровня во многих случаях не способны обнаруживать даже серьезные утечки и не должны использоваться для выявления утечек, если можно обосновать, что система ESS способна обнаруживать пожары и повышение концентрации газа, минимизируя вероятность эскалации. Если датчики давления и уровня не используются для выявления утечек, то выявление пожаров и газа должно производиться согласно описанию в пунктах a или b ниже. а) Количество и места размещения датчиков должны соответствовать стратегии борьбы с пожарами и взрывами, как указано в ИСО 13702. b) Как минимум, четыре точечных датчика должны быть установлены вокруг устройства, примерно на расстоянии 4-5 метров от оборудования, или два лучевых газовых детектора должны быть расположены на противоположных сторонах оборудования, с лучами примерно на расстоянии 4-5 метров от оборудования. В.2.3.4 Дополнительная защита Дополнительная защита от утечек газа обеспечиваться ESS. Дополнительная защита от малых утечек жидкости должна обеспечиваться ДУВ, установленным на отстойнике и перекрывающим все элементы, которые могут дать утечку в отстойник. В.2.3.5 Места размещения устройств защиты В элементах технологического процесса, состоящих одновременно из жидкостных и газовых секций, должен быть установлен ДДН для измерения давления в секции пара или газа. ДДН должен быть расположен по возможности в самой верхней точке элемента, чтобы снизить вероятность загрязнения протекающим продуктом. КОБ должны быть установлены на каждом 39 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) выпускном трубопроводе элемента, где может создаваться значительный противоток. ДУН должен быть расположен на достаточном расстоянии ниже минимального эксплуатационного уровня жидкости, чтобы избежать нежелательного останова, но при этом между ДУН и выпускным отверстием для жидкого продукта должен быть адекватный объем, чтобы предотвратить утечку газа через отверстие для жидкости, которая может произойти прежде, чем элемент будет закрыт. В.2.4 Переполнение В.2.4.1 Причины Переполнение может быть вызвано поступлением объема жидкости, превышающего пропускную способность выпускного отверстия. Это может произойти в результате выхода из строя устройства управления расходом предыдущего элемента, отказа системы контроля уровня жидкости или блокировки выпускного отверстия. В.2.4.2 Следствие и выявляемые аварийные условия Переполнение может привести к превышению давления, накоплению жидкости в последующем элементе или выбросу углеводородов в атмосферу. «Повышение уровня» это выявляемое аварийное условие, указывающее на возможность переполнения. В.2.4.3 Основная защита Основная защита от переполнения должна обеспечиваться ДУВ, который перекрывает поток на входе в элемент. В.2.4.4 Дополнительная защита Дополнительная защита от переполнения путем выброса в атмосферу должна обеспечиваться ESS. Дополнительная защита от переполнения в следующем элементе должна обеспечиваться его устройствами защиты. Альтернативно, система, основанная на КИП, может использоваться для основной и дополнительной систем защиты, если она соответствует МЭК 61511-1. В.2.4.5 Места размещения устройств защиты ДУВ должен быть расположен на достаточном расстоянии выше максимального эксплуатационного уровня жидкости в элементе, чтобы избежать нежелательного останова, при этом необходимо предусмотреть достаточный объем над ДУВ, чтобы предотвратить переполнение жидкости, которое может произойти до выполнения останова. Для высокодебитных скважин на глубоководных объектах в случае закрытия выпускной линии жидкости объем между ДУВ и выпускной линией газа должен быть очень большим, что значительно увеличивает требуемый размер резервуара. Если возможно направить избыточный объем жидкости в следующие элементы, то соответствующие объемы следующих резервуаров могут учитываться, если их использование не создает опасность. 40 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.2.5 Утечка газа через отверстие для жидкости В.2.5.1 Причины Утечка газа через отверстие для жидкости может быть вызвана отказом системы контроля уровня жидкости или непреднамеренным открытием байпаса клапана управления уровнем. В.2.5.2 Следствие и выявляемые аварийные условия Утечка газа через отверстие для жидкости может привести к превышению давления в следующем элементе. «Понижение уровня» является выявляемым аварийным условием, указывающим на возможную утечку газа через отверстие для жидкости. В.2.5.3 Основная защита Основная защита от утечки газа через отверстие для жидкости должна обеспечиваться ДУН, который перекрывает входной поток жидкости или закрывает выпускное отверстие. В.2.5.4 Дополнительная защита Дополнительная защита от утечки газа через отверстие для жидкости в следующем элементе должна обеспечиваться устройствами защиты следующего элемента. Альтернативно, система, основанная на контрольно-измерительных приборах, может использоваться в качестве основной и дополнительной систем защиты при условии, что она соответствует МЭК 61511-1. На выпускном отверстии для жидкого продукта могут быть установлены ограничители потока, чтобы снизить вероятность утечки газа через отверстие для жидкости и не превысить ограничения следующих элементов по сбросу давления. В.2.5.5 Места размещения устройств защиты ДУН должен быть расположен на достаточном расстоянии ниже минимального эксплуатационного уровня жидкости, чтобы избежать нежелательного останова, при этом между ДУН и выпускным отверстием для жидкого продукта должен быть достаточный объем, чтобы предотвратить утечку газа через отверстие для жидкости, которая может произойти до выполнения останова. В.2.6 Недопустимое понижение давления В.2.6.1 Причины Недопустимое понижение давления возникает при превышении расхода жидкости на выходе над расходом на входе, что может быть результатом отказа входного или выходного клапана управления, блокировки подводящего трубопровода при продолжающейся откачке, останова процесса при продолжающейся откачке или термического сжатия жидкостей при закрытых входных и выходных отверстиях. 41 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.2.6.2 Следствие и выявляемые аварийные условия Недопустимое понижение давления может привести к разрушению элементов и утечке. «Понижение давления» является выявляемым аварийным условием, указывающим на возможность недопустимого понижения давления. В.2.6.3 Основная защита Основная защита от недопустимого понижения давления в атмосферном элементе должна обеспечиваться соответствующей системой вентиляции. Основная защита для элементов под давлением должна обеспечиваться системой подпитки газом. В.2.6.4 Дополнительная защита Дополнительная защита для атмосферного элемента должна обеспечиваться второй вентиляционной системой или КП (вакуумным выключателем). Дополнительная защита для элемента под давлением, в котором может возникнуть недопустимое понижение давления, должна обеспечиваться ДДН, останавливающим поток на входе и выходе, или системой подпитки газом. Примечание – Если основная защита обеспечивается системой подпитки газом, а дополнительная защита также обеспечивается системой подпитки газом или системой защиты, основанной на КИП, и при этом опасное условие может возникнуть при недопустимом понижении давления, то системы должны быть выполнены в соответствии с МЭК 61511-1. В.2.6.5 Места размещения устройств защиты ДДН должен быть расположен в наивысшей практически возможной точке элемента, чтобы снизить вероятность загрязнения примесями среды. Вентиляционные системы и КП должны быть установлены в соответствии с [12] или другими применимыми стандартами. В.2.7 Превышение температуры (элементы с огневым или газовым обогревом) В.2.7.1 Общие положения Этот инцидент в элементах с огневым или газовым обогревом классифицируется как превышение температуры среды или технологической жидкости, а также как превышение температуры в вытяжной трубе. Превышение или понижение температуры в элементах без обогрева рассматривается при обсуждении анализа отдельных элементов в настоящем приложении. В.2.7.2 Причины Превышение температуры среды или технологической жидкости может быть вызвана избыточной подачей топлива или подводом тепла, связанным с отказом или непреднамеренным переключением аппаратуры управления подачей топлива или отработанных газов, попаданием постороннего топлива в камеру сгорания через воздухозаборник, утечкой горючих жидкостей в камеру с огневым или газовым обогревом; недостаточным объемом теплоносителя в связи с понижением расхода в закрытом контуре теплоносителя (где теплоноситель циркулирует по 42 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) трубам, расположенным в камере с огневым или газовым обогревом), или понижением уровня жидкости в элементе с огневым подводом теплоты, в котором применяется погруженная пламенная трубка или трубка для подвода теплоты сгорания. Превышение температуры в вытяжной трубе обогреваемого элемента может быть вызвана любым из вышеупомянутых условий или недостаточной передачей тепла по причине накопления посторонних материалов (песок, окалина и т.д.) в секции теплопередачи. Превышение температуры вытяжной трубы в элементе с газовым обогревом может быть вызвана воспламенением горючей среды, просочившейся в камеру с газовым обогревом. В.2.7.3 Следствие и выявляемые аварийные условия Повышение температуры среды или технологической жидкости может привести к снижению рабочего давления и последующей утечке или разрыву в поврежденном элементе и (или) превышению давления в циркуляционных трубах закрытой системы теплоносителя, если среда изолирована в трубах. Повышение температуры в вытяжной трубе может привести к появлению источника прямого зажигания для горючих материалов, контактирующих с поверхностью трубы. «Повышение температуры», «понижение расхода жидкости» и «понижение уровня» являются выявляемыми аварийными условиями, указывающими на возможное превышение температуры. В.2.7.4 Основная защита Основная защита от превышения температуры среды или технологической жидкости, вызываемой поступлением избыточного объема топлива или постороннего топлива, тепла или утечки среды в камеру с огневым или газовым обогревом должна обеспечиваться ДТВ. Если превышение температуры возникает из-за понижения уровня жидкости, защита должна обеспечиваться ДУН. Датчики ДТВ и ДУН на обогреваемых элементах должны отключать подачу топлива и перекрывать поступление горючих жидкостей. Датчики ДТВ и ДУН на элементах с газовым обогревом должны перенаправлять или отключать источники топлива или тепла. Если превышение температуры среды связана с понижением расхода в закрытой системе теплоносителя, содержащей горючие жидкости, то основная защита должна обеспечиваться ДРН, который должен отключать подачу топлива к элементу с огневым обогревом или отводить теплоту от элемента с газовым обогревом. Основная защита от превышения температуры в вытяжной трубе должна обеспечиваться ДТВ (труба), который отключает подачу топлива или источник теплоты сгорания и поступление горючих жидкостей. В.2.7.5 Дополнительная защита Дополнительная защита от превышения температуры среды или технологической жидкости в элементе с огневым обогревом, если ее причиной является поступление избыточного или постороннего топлива, должна обеспечиваться ДТВ (труба), а если причиной является понижение 43 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) расхода, то ДТВ (среда) и ДТВ (труба). Если причиной является понижение уровня жидкости, то дополнительная защита должна обеспечиваться ДТВ (среда или технологическая жидкость) и ДТВ (труба). Дополнительная защита от превышения температуры среды или технологической жидкости в элементе с газовым обогревом, если причиной является понижение уровня или расхода, должна обеспечиваться ДТВ (среда). Эти ДТВ должны исполнять такую же функцию, как и основная защита. Дополнительная защита от превышения температуры в вытяжной трубе должна обеспечиваться ESS и КОБ, где это применимо. В.2.7.6 Места размещения устройств защиты Термодатчики, исключая плавкие и контактные, необходимо размещать в термоканале для облегчения обслуживания и проверки. В двухфазной (газ/жидкость) системе ДТВ должен размещаться в жидкостной секции. В трубчатом подогревателе, в котором нагретая среда протекает по трубам, расположенным в огневой или подогревательной камере, ДТВ должен размещаться в выпускном отверстии трубы максимально близко к подогревателю. КОБ должен быть установлен на выходном трубопроводе среды. В.2.8 Открытые источники зажигания (элементы с огневым обогревом) В.2.8.1 Общие положения Открытый источник зажигания – это открытая поверхность, пламя или искра с температурой и теплоемкостью, достаточной для воспламенения горючих веществ. Открытые источники зажигания, рассматриваемые в этом пункте, ограничены элементами с огневым обогревом. Электрические системы и другие источники зажигания рассматриваются в ИСО 13702. В.2.8.2 Причины Открытые источники зажигания могут возникать при выбросе пламени из воздухозаборника при неверном выборе топлива (например, попадании жидкости в газовую горелку), обратной тяге в горелке с естественной тягой или попадании постороннего топлива в воздухозаборник, а также при выбросе искр из вытяжной трубы и нагреве поверхностей из-за превышения температуры. В.2.8.3 Следствие и выявляемые аварийные условия Открытый источник зажигания при контакте с горючим материалом может вызвать пожар или взрыв. «Повышение температуры» и «понижение расхода воздуха» (только для горелок с принудительной тягой) являются выявляемыми аварийными условиями, указывающими на возможное возникновение открытого источника зажиганияя. В.2.8.4 Основная защита Основная защита от выброса пламени через воздухозаборник горелки с естественной тягой должна обеспечиваться огнезащитной сеткой, удерживающей пламя в камере сгорания. Основная защита от выброса пламени через воздухозаборник горелки с принудительной тягой должна 44 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) обеспечиваться ДДН (воздухозаборник), который обнаруживает понижение расхода воздуха и отключает подачу топлива и воздуха. Защитная сетка в вытяжной трубе должна обеспечить основную защиту от выброса искр. Основная защита от опасностей, создаваемых нагретыми поверхностями, нагревающимися при превышении температуры, должна обеспечиваться ДТВ (среда или технологическая жидкость) и ДТВ (труба). ДТВ должен отключать подачу топлива и перекрывать поступление горючих жидкостей. В.2.8.5 Дополнительная защита Дополнительная защита от выброса пламени через воздухозаборник горелки с естественной тягой должна обеспечиваться ESS. Дополнительная защита от выброса пламени через воздухозаборник горелки с принудительной тягой должна обеспечиваться блокировкой двигателя вентилятора, в результате чего будет выявлен отказ двигателя вентилятора и инициирован сигнал на отключение подачи топлива и воздуха. Дополнительная защита от выброса искр из вытяжной трубы и от опасностей, связанных с нагретыми поверхностями, должна обеспечиваться ESS и КОБ, где это применимо. В.2.8.6 Места размещения устройств защиты Места размещения огнезащитных сеток в воздухозаборниках и искроуловителей в вытяжных трубах определены. Эти устройства должны быть установлены таким образом, чтобы не затруднять проверку и чистку. Датчики ДТВ (труба, среда, технологические жидкости) должны быть установлены согласно В.2.6.7. ДДН (воздухозаборник) должен быть установлен за вентилятором в воздухозаборнике горелки с принудительной тягой. В горелках с принудительной тягой на стартерах электродвигателей должны быть установлены блокираторы. КОБ также должен быть установлен на выходном трубопроводе среды. В.2.9 Превышение объема горючих паров в камере сгорания (элементы с огневым или газовым обогревом) В.2.9.1 Общие положения Превышением объема горючих паров в камере сгорания является поступление объема горючих паров, превышающего необходимый для нормального воспламенения запальной и основной горелок. В.2.9.2 Причины Накопление горючих паров в камере сгорания, приводящее к превышению объема, может быть вызвано отказом аппаратуры управления подачей топлива и воздуха или произойти в результате невыполнения технологических процедур. 45 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.2.9.3 Следствие и выявляемые аварийные условия Воспламенение горючих паров в камере сгорания при превышении объема может привести к взрыву и возможному разрыву элемента. “Погасание пламени” и “повышение или понижение давления топлива” является выявляемыми аварийными условиями, указывающими на возможность превышения объема горючих паров в камере сгорания. В горелках с принудительной тягой на это состояние также могут указывать понижение давления подаваемого воздуха и отказ вентилятора. В.2.9.4 Основная защита Основная защита от превышения объема горючих паров в камере сгорания, образующегося по причине механической поломки аппаратуры управления подачей топлива, должна обеспечиваться датчиком контроля пламени. Датчик должен определять, что пламя недостаточно для воспламенения поступающих паров, а затем отключить подачу топлива. В качестве датчика может использоваться фотоприёмник (УКП), ультрафиолетовый детектор или тепловой датчик (ДТН). В.2.9.5 Дополнительная защита Дополнительная защита от превышения объема горючих паров в камере сгорания из-за отказа управления подачей топлива должна обеспечиваться ДДВ (топливными), перекрывающими подачу топлива. В горелке с принудительной тягой на линии подачи топлива должен быть установлен ДДН. Также для определения понижения расхода воздуха и инициации сигнала на останов подачи топлива и воздуха должны быть установлены ДДН (воздушный) и блокирующее устройство пускателя электродвигателя. Для выявления понижения расхода воздуха в воздухозаборнике вместо ДДН может быть установлен ДРН. В дополнение к вышеуказанным устройствам защиты должны также соблюдаться правила безопасной эксплуатации для предотвращения взрыва топки в момент зажигания запальной или основной горелки. В таблице В.15 указаны рекомендуемые правила безопасной эксплуатации. В.2.9.6 Расположение защитных устройств УКП или ДТН должны быть установлены в камере сгорания для контроля пламени в запальной и/или основной горелки. Датчики ДДВ и ДДН на линиях подачи топлива должны быть установлены до регуляторов давления топлива. ДДН (воздухозабор) должен быть установлен на воздухозаборнике после вентилятора с принудительной тягой. В.2.10 Недопустимое понижение температуры (охрупчивание трубы) В.2.10.1 Причины Значительное падение давления сухого газа может привести к возникновению эффекта Джоуля-Томпсона, вызывающему существенное понижение температуры в трубах после участка 46 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) падения давления, в том числе возможность понижения температуры ниже минимально допустимой. В.2.10.2 Следствие и выявляемые аварийные условия Понижение температуры в трубах может привести к хрупкому излому и разрушению трубы. «Понижение температуры» является выявляемым условием. В.2.10.3 Основная защита Основная защита от низкотемпературного охрупчивания должна обеспечиваться путем установки ДТН на участке после падения давления. Если понижение температуры происходит только в результате значительного падения давления, в этом случае датчик дифференциального давления, обеспечивающий более быстрое срабатывание, может рассматриваться в качестве альтернативного варианта. Устройства контроля должны остановить технологический поток. В.2.10.4 Дополнительная защита Дополнительная защита должна обеспечиваться при проектировании технологического процесса, при котором необходимо предусмотреть диапазон эксплуатационных параметров, предотвращающий возможность низкотемпературного охрупчивание. Если проектирование системы не позволяет исключить возможность низкотемпературного охрупчивания, или существуют эксплуатационные ограничения по температуре, например, после понижения температуры необходим прогрев системы перед герметизацией, в этом случае требуется ДТН, спроектированный согласно требованиям МЭК 61511-1. В.2.10.5 Расположение защитных устройств Датчики ДТН должны быть установлены как вставные элементы, защищенные термопарогильзами, на технологических трубопроводах после точки падения давления на расстоянии не более пяти диаметров. Датчики ДТН, используемые для мониторинга внешних условий, должны быть установлены вблизи уязвимого оборудования в местах, где температура является типичной для оборудования. Датчики дифференциального давления должны быть расположены таким образом, чтобы между чувствительными элементами и источником падения давления не было запорных клапанов. В.3 Устья скважин и выкидные линии скважин В.3.1 Описание Устьевое оборудование скважины обеспечивают контроль на поверхности (ручной и автоматический), герметичное удержание флюида и доступ для обслуживания скважины. Выкидные линии скважин транспортируют углеводороды от устья скважины до первых элементов технологического процесса. 47 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Для проведения анализа и определения защитных устройств выкидные линии скважины подразделяются на сегменты. Сегментом выкидной линии скважины является любая ее часть с расчетным рабочим давлением, отличным от других сегментов выкидной линии. Эти сегменты выкидной линии могут подразделяться на начальные (начинающиеся от устья скважины), промежуточные или концевые (заканчивающиеся на другом элементе технологического процесса). Таким образом, если на выкидной линии скважины происходит снижение рабочего давления из-за каких-либо соответствующих устройств, например, дроссельных клапанов, и эта выкидная линия имеет два расчетных рабочих давления, то на ней выделяются начальный и конечный сегменты. Выкидная линия скважины, на которой не снижается рабочее давление из-за использования какихлибо устройств, будет иметь только один сегмент. В этом случае начальный и конечный сегменты выкидной линии скважины совпадают. Для каждого сегмента выкидной линии скважины необходимо провести анализ и определить защитные устройства. На рисунках В.1, В.2 и В.3 показаны рекомендуемые защитные устройства для устьев скважин и выкидных линий. КПХ КОБ ДДВН выпуск МДРД КПХ ДДН РДУО ДДВН КОБ Выпуск ДДН МДРД РДУО ДДН КПХ КОБ ДДВН МДРД выпуск КПХ ДДН КП РДУО ДДВН ДДВН КПХ выпуск КОБ выпуск МДРД КОБ МДРД РДУО МДРД РДУО РДУО Рисунок В.1 – Рекомендуемые защитные устройства. Типовые выкидные линии скважин 48 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) ДДН КПВ КО ДДВН МДРД КОБ РДУО a – обозначает границу платформы Рисунок В.2 – Рекомендуемые защитные устройства. Подводные выкидные линии скважин КПХ ДДВН КОБ КО МДРД РДУО КП КПХ ДДВН КО ДДВН МДРД КПХ РДУО КПХ ДДВ ДДВН МДРД КОБ РДУО КО МДРД КОБ РДУО a – КП может устанавливаться до или после КОБ Рисунок В.3 – Рекомендуемые защитные устройства. Отдельно расположенная скважина В.3.2 Анализ безопасности В.3.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.1 представлена SAT для сегмента выкидной линии скважины. Инцидентами, которые могут влиять на сегменты выкидной линии, являются превышение давления, утечки и превышение температуры. 49 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.1 - Таблица анализа безопасности (SAT) Инциденты Причина Превышение Закрытие или ограничения на линии давления Пробка ниже по потоку Выявляемое условие Повышение давления Гидратная пробка Отказ управления расходом выше по потоку Изменение режима работы скважины Закрытие выпускного клапана Утечка Износ Понижение давления, пожар Эрозия или накопление газа Коррозия Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Нарушение вакуума Превышение Повышение температуры среды Повышение температуры температуры Падение давления газа Понижение температуры В.3.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.2) T a б л и ц а В.2 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). Сегмент выкидной линии скважины № SAC Устройство SAFE Контрольный перечень (см. таблицу В.1) а) ДДВ 1) ДДВ установлен 2) МДРД сегмента выкидной линии скважины выше максимального статического давления при закрытом устье скважины и защищается ДДВ, установленным на нижнем сегменте выкидной линии скважины b) ДДН 1) ДДН установлен 2) Сегмент выкидной линии скважины находится между устьем скважины и первым дроссельным клапаном, имеет длину менее 3 м или, при подводном размещении, имеет разумно близкую к этому длину 3) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента 50 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.2 c) КП 1) КП установлен 2) Сегмент выкидной линии скважины имеет МДРД выше максимального давления в закрытой скважине 3) Система, установленная согласно требованиям МЭК 61511-1, предусматривает достаточный объем выкидной линии скважины выше по потоку любой отсечной задвижки, что обеспечивает время, достаточное для закрытия КО без превышения МДРД 4) Сегмент выкидной линии скважины защищен КП на предыдущем сегменте 5) Сегмент выкидной линии скважины защищен КП на следующем сегменте, который не может быть изолирован от этого сегмента, при этом между этим сегментом и КП отсутствуют дроссельные клапаны и иные ограничения d) КОБ 1) КОБ установлен 2) Сегмент выкидной линии скважины защищен КОБ на конечном сегменте выкидной линии e) ДТВ 1) ДТВ установлен 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов f) ДТН 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов В.3.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН, и КП) Так как скважины являются основным источником давления, то для определения аварийного высокого давления на каждой выкидной линии должны быть установлены датчики ДДВ для закрытия скважины. ДДВ для закрытия скважины должен быть установлен на концевом сегменте выкидной линии скважины или на любом другом сегменте с МДРД меньше максимального статического давления в НКТ скважины. ДДН должен быть предусмотрен на каждом сегменте выкидной линии скважины, кроме случая, когда первая отсечная задвижка начального сегмента расположена менее, чем в 3 м от устья скважины. Во многих случаях ДДН не может определять даже серьезные утечки, поэтому нет необходимости в его установке, если будет обосновано, что ESS обеспечит обнаружение пожара и накопления газа и предотвратит эскалацию инцидента. КП не требуется, если МДРД участка выкидной линии скважины выше максимального статического давления в НКТ скважины, или сегмент защищен КП, расположенным на предыдущем сегменте выкидной линии скважины. КО (в дополнение к КПХ) с независимым ДДВ, установленным согласно МЭК 61511-1, является приемлемой альтернативой КП, при условии, что 51 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) объем выкидной линии скважины до отсечной задвижки является достаточным для обеспечения требуемого времени закрытия КО без превышения МДРД. Этот альтернативный вариант следует применять с осторожностью, после тщательного рассмотрения других вариантов. В.3.2.2.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан необходим только на концевом сегменте выкидной линии скважины для минимизации противотока в ней. В.3.2.2.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Защитные устройства температуры необходимы только в тех случаях, если температура среды при условиях отказа может превысить проектные ограничения для технологических трубопроводов. Понижение температуры может быть вызвано падением давления газа или активным охлаждением. Повышение температуры может быть вызвано параметрами среды или активным нагревом. В.3.3 Расположение защитных устройств В.3.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Расположение датчиков ДДВ и ДДН должно предотвращать их повреждение в результате вибрации, ударов и аварий. Чувствительный элемент должен быть расположен на верхней части горизонтального или вертикального ввода. Независимый чувствительный элемент должен быть предусмотрен для второго ДДВ, используемого вместе с КО в качестве альтернативного варианта для КП. КП должен быть расположен перед первым блокирующим устройством сегмента выкидной линии скважины. КП нельзя устанавливать на давление выше номинального рабочего давления сегмента. В.3.3.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен быть расположен на концевом сегменте выкидной линии скважины, обеспечивая защиту от противотока всей выкидной линии. В.3.3.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Датчики ДТВ и ДТН, исключая плавкие или контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого снятия и испытаний. Термопарогильза должна располагаться в доступном месте и быть постоянно погруженной в технологическую жидкость. В.3.3.4 Устройства останова (КПХ или КПВ) КПХ должен быть установлен на устье скважины в качестве второй задвижки по потоку после нижней основной отсечной задвижки. КПХ может быть приведен в действие датчиками давления выкидной линии скважины, системой аварийного останова, пневматической установкой пожарной сигнализации и датчиками на последующих элементах технологического процесса. КО (в дополнение к КПХ) может быть установлен на устье скважины после КПХ. Если КО 52 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) установлен, то он может приводиться в действие вместо КПХ, датчиками давления выкидной линии скважины и датчиками на последующих элементах технологического процесса. КПВ должен быть расположен в удобном месте устья скважины и на разумно близком расстоянии от ствола скважины. КПВ должен приводиться в действие датчиками давления выкидной линии скважины, расположенными до любого КО, системы аварийного останова и пневматической установкой пожарной сигнализации. Установка КО является необязательной на подводных морских скважинах, оборудованных КПВ. В.4 Линии закачки на устья скважин В.4.1 Описание Линии закачки транспортируют жидкости в скважины для газлифта или закачки в пласт. На рисунке В.4 представлены рекомендуемые защитные устройства для типовых линий закачки на устья скважин. КП ДДВН КОБ КО КП КОБ ДДВН КП ДДВН КОБ КОБ Рисунок В.4 – Рекомендуемые защитные устройства. Линии закачки на устья скважин В.4.2 Анализ безопасности В.4.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.3 представлена SAT для линий закачки на устья скважин. Инцидентами, которые могут влиять на линию закачки, являются превышение давления, утечки и превышение температуры. 53 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.3 – Таблица анализа безопасности (SAT). Линии закачки на устья скважин Инциденты Причина Выявляемое условие Превышение Блокировка или ограничения на выпускной Повышение давления давления линии Гидратная пробка Отказ управления расходом выше по потоку Образование пробки Утечка Износ Понижение давления, пожар или Эрозия накопление газа Коррозия Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Превышение Повышение температуры среды Повышение температуры температуры Падение давления газа Понижение температуры В.4.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.4) T a б л и ц а В.4 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). Линии закачки на устья скважин № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.3) a) ДДВ 1) ДДВ установлен 2) Линия и оборудование защищены ДДВ выше по потоку б) ДДН 1) ДДН установлен 2) Линия и оборудование защищены ДДН выше по потоку 3) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, минимизируя возможность эскалации инцидента в) КП 1) КП установлен 2) МДРД линии и оборудования выше максимального давления, создаваемого источником закачки 3) Линия и оборудование защищены КП выше по потоку 4) Система, установленная согласно требованиям МЭК 61511-1, обеспечивает отсечение источников давления, превышающего МДРД г) КОБ КОБ установлен д) ДТВ 1) ДТВ установлен 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов 54 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.4 е) ДТН 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов В.4.2.2.1 Устройства защиты давления (ДДВ, ДДН и КП) Защита давления обычно обеспечивается датчиками ДДВ и ДДН, устанавливаемыми на источниках закачки, например, компрессоре или насосе, для отключения входных линий. Если датчики ДДВ и ДДН также защищают линию закачки, устье скважины и другое оборудование, то их не нужно устанавливать на линии закачки. Установка КП не обязательна, если линия закачки спроектирована на максимальное давление, создаваемое источником закачки. Обычно КП устанавливается на источнике закачки, обеспечивая защиту линии закачки, устья скважины и другого оборудования. Во многих случаях даже серьезные утечки не могут быть определены ДДН, поэтому он не требуется, если будет обосновано, что ESS может определить пожар и накопление газа и предотвратить эскалацию инцидента. В.4.2.2.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен быть установлен на каждой линии закачки для минимизации противотока. В.4.2.2.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Защитные устройства температуры необходимы только, если температура среды при условиях отказа может превысить проектные ограничения технологических трубопроводов. Понижение температуры может быть вызвано падением давления газа или активным охлаждением. Повышение температуры может быть вызвано параметрами среды или активным нагревом. В.4.3 Расположение защитных устройств В.4.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны располагаться перед клапаном КОБ, а чувствительный элемент должен быть расположен на верхней части горизонтального или вертикального участка. КП должен быть расположен так, чтобы он не мог быть изолирован от любой части линии закачки, в которой возможно возникновение превышения давления. В.4.3.2 Обратный клапан (FSV) Обратный клапан должен быть расположен на каждой линии закачки максимально близко к устью скважины, чтобы обеспечить защиту всей линии от противотока. 55 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.4.3.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Датчики ДТВ и ДТН, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого снятия и проверки. Термопарогильза должна располагаться в доступном месте и быть постоянно погруженной в обрабатываемую жидкость. В.4.3.4 Устройства останова (КО) Клапаны останова линии закачки должны быть расположены максимально близко к устью скважины для минимизации длины незащищенной линий (рисунок В.4, сверху). Установка КО не требуется на газлифтных линиях, если они защищены выше по потоку и не подвержены противотоку из продуктивных пластов (рисунок В.4, посередине). Также КО не требуется, если линия закачки используется для закачки воды, и пласт не вызывает противотока углеводородов (рисунок В.4, снизу). Если закрытие КО может вызвать резкое повышение давления в линии закачки, то следует решить вопрос перекрывания источника закачки и/или применения второго КОБ вместо КО. В.5 Коллекторы В.5.1 Описание Коллекторы собирают продукцию с двух или более потоков и распределяют ее по необходимым системам технологического процесса, таким как эксплуатационные и испытательные сепараторы низкого, среднего и высокого давления. На рисунке В.5 указаны рекомендуемые защитные устройства для типовых коллекторов. Обозначения 1 выпуск 2 впуск 3 продукция 4 испытание КП ДДВН КП КОБ 5 сброс ДДВН Рисунок В.5 – Рекомендуемые защитные устройства. Коллекторы 56 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.5.2 Анализ безопасности В.5.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.5 представлена SAT для коллекторов. Инцидентами, которые могут влиять на коллекторы, являются превышение давления, утечки и превышение температуры. T a б л и ц а В.5 – Таблица анализа безопасности (SAT) Инциденты Превышение давления Причина Блокировка или ограничения на выпускной линии Выявляемое условие Повышение давления Гидратная пробка Отказ управления расходом выше по потоку Повышенный расход на входе Утечка Износ Понижение давления, Эрозия пожар или накопление Коррозия газа Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Превышение Повышение температуры среды Повышение температуры Падение давления газа температуры Понижение температуры В.5.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.6) T a б л и ц а В.6 – Контрольный перечень процесса анализа эксплуатационной безопасности (SAC) № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.5) a) ДДВ 1) ДДВ установлен 2) На каждой входящей линии имеется ДДВ, установленный на давление ниже МДРД коллектора 3) Коллектор защищен ДДВ ниже по потоку, который не может быть отсечен от коллектора 4) Коллектор предназначен для факельной системы, системы сброса, вентиляционной системы или иной системы, работающей при атмосферном давлении, и в коллекторе нет клапанов в выходящих линиях 57 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.6 b) ДДН 1) ДДН установлен 2) На каждой входящей линии имеется ДДН, между ДДН и коллектором отсутствуют устройства управления давлением или ограничения 3) Коллектор предназначен для факельной системы, системы сброса, вентиляционной системы или иной системы, работающей при атмосферном давлении 4) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, минимизируя возможность эскалации инцидента c) КП 1) КП установлен 2) Коллектор рассчитан на МДРД выше максимального давления в любой подсоединенной закрытой скважине 3) Предусмотрен сброс давления на каждом входящем источнике с максимальным давлением при закрытой скважине выше МДРД коллектора 4) Коллектор защищен КП ниже по потоку, который не может быть отсечен от коллектора 5) Коллектор предназначен для факельной системы, системы сброса, вентиляционной системы или иной системы, работающей при атмосферном давлении, и в коллекторе нет клапанов в выходящих линиях 6) Входящим источником является скважина (-ы) с давлением выше МДРД коллектора, и на этом источнике установлена система согласно требованиям МЭК 61511-1. Другие входящие источники имеют давление выше МДРД коллектора и защищены КП d) ДТВ 1) ДТВ установлен 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов e) ДТН 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов В.5.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Установка датчиков ДДВ и ДДН на коллекторах не требуется, если каждый входящий источник оборудован датчиками ДДВ и ДДН, и ДДВ установлен на давление ниже номинального рабочего давления коллектора. ДДВ также не требуется, если коллектор защищен ДДВ на элементе технологического процесса ниже по потоку, и коллектор не может быть отсечен от этого элемента. ДДН не требуется, если коллектор используется для факельной системы, системы сброса, вентиляции или других систем, работающих при атмосферном давлении. Если для 58 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) коллектора требуются датчики ДДВ и ДДН, то по сигналу любого из этих датчиков должны отключаться все входящие источники в коллектор. Во многих случаях ДДН будет не способен определить даже серьезные утечки, поэтому его установка не требуется, если будет обосновано, что ESS может обнаруживать пожар и накопление газа, минимизируя возможность эскалации инцидента. Установка КП на коллекторе не требуется, если: - МДРД выше максимального давления в любом подсоединенном входящем источнике при закрытой скважине. - защита по сбросу давления предусмотрена на всех подсоединенных входящих источниках с максимальным давлением при закрытой скважине выше МДРД коллектора. - коллектор защищен КП на элементе технологического процесса ниже по потоку, который не может быть отсечен от коллектора. - коллектор используется для факельной системы, системы сброса, вентиляционной системы или других систем, работающих при атмосферном давлении, и на коллекторе отсутствуют клапаны на выходящих линиях. - входящим источником является скважина (-ы) с давлением выше МДРД коллектора, и скважина оборудована двумя клапанами останова (одним из которых может быть КПХ), управляемыми независимым ДДВ и подключенными к отдельным реле и чувствительным элементам. Другие входящие источники с давлением выше МДРД коллектора защищены КП. Использование двух КО вместо КП должно быть тщательно проанализировано с внимательным рассмотрением всех альтернативных вариантов. В некоторых случаях установка КП в дополнение к двум КО может быть желательной даже в местах, не имеющих систем дренажа. В.5.2.2.2 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Защитные устройства температуры необходимы только в тех случаях, если температуры жидкостей при условиях отказа могут привести к превышению проектных параметров технологических трубопроводов. Понижение температуры может быть вызвано падением давления газа или активным охлаждением. Повышение температуры может быть вызвано параметрами среды или активным нагревом. В.5.3 Расположение защитных устройств В.5.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН или КП, если необходимо, должны быть установлены для измерения давления на коллекторе. Если на отдельных сегментах коллектора возможно различное давление, на каждом сегменте необходимо предусмотреть требуемую защиту. 59 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.5.3.2 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Датчики ДТВ и ДТН, исключая плавкие или контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого снятия и испытаний. Термопарагильза должна располагаться в доступном месте и быть постоянно погруженной в технологическую жидкость. В.6 Сосуды под давлением В.6.1 Описание В сосудах под давлением производятся операции с углеводородами по сепарации жидкости и газа, осушке и защиты от пульсации давления. В некоторых сосудах под давлением требуется подвод тепла. В данном разделе рассматривается только воздействие подводимого тепла на технологическую часть обогреваемого сосуда. Оборудование для обогрева описывается в В.8 и В.12. Сосуды под давлением с компрессорами, исключая цилиндры компрессора, должны быть защищены в соответствии с требованиями данного раздела. Цилиндры и корпус компрессора описываются в В.10. На рисунке В.6 показано рекомендуемое защитное устройство для типового сосуда под давлением. КП КОБ Обозначения 1 система подпитки газом ДДВН 2 впуск 3 сосуд под давлением 4 выпуск газа 5 выпуск нефти ДУВ КОБ ДУН Если сосуд под давлением имеет обогрев, то необходима установка ДТВ Рисунок В.6 – Рекомендуемые защитные устройства. Сосуды под давлением В.6.2 Анализ безопасности В.6.2.1 Таблица анализа безопасности В таблице В.7 представлена таблица SAT для сосудов под давлением. Инцидентами, которые могут влиять на сосуды под давлением, являются превышение давления, недопустимое понижение давления, переполнение, утечка газа через отверстие для жидкости, прочие утечки и превышение температуры для сосудов с обогревом. 60 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.7 – Таблица анализа безопасности (SAT). Инциденты Превышение давления Причина Блокировка или ограничения на выпускной линии Расход на входе выше расхода на выходе Отказ управления расходом выше по потоку Тепловое расширение Подача избыточного тепла Утечка газа через отверстие для жидкости (из элемента выше по потоку) Недопустимое Расход на входе ниже расхода на выходе понижение давления Термическое сжатие Открыта выходная линия Отказ системы управления давлением Переполнение жидкости Расход на входе выше расхода на выходе Водяная пробка Блокировка или ограничения на выпускной линии Отказ системы управления уровнем Утечка газа через Расход жидкости на входе ниже расхода на выходе отверстие для жидкости Открыта выходная линия жидкости Отказ системы управления уровнем Прочие утечки Износ Эрозия Коррозия Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Превышение Отказ системы управления температурой температуры Повышение температуры на входе Выявляемое условие Повышение давления Понижение давления Повышение жидкости уровня Понижение уровня Понижение давления, понижение уровня жидкости, пожар или накопление газа Повышение температуры В.6.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) ( см. таблицу В.8) T a б л и ц а В.8 - Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). Сосуды под давлением № SAC a) Устройство SAFE (см. таблицу В.7) ДДВ Контрольный перечень 1) ДДВ установлен 2) Входящим источником является насос или компрессор, который не может создать давление выше рабочего давления сосуда 3) Входящий источник не является выкидной линией скважины, эксплуатационным коллектором или трубопроводом, и каждый входящий источник защищен ДДВ, обеспечивающим безопасность сосуда 4) Выпускной трубопровод газа требуемого размера до следующего элемента по потоку не имеет блокирующих или регулирующих клапанов и защищен датчиком ДДВ, который также защищает предыдущий элемент по потоку 5) Сосуд является последним скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы и рассчитан на максимальное создаваемое противодавление 61 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы В.8 b) ДДН c) КП d) ДУВ 62 6) Сосуд эксплуатируется при атмосферном давлении и имеет достаточную систему вентиляции 1) ДДН установлен 2) Атмосферное давление является минимальным рабочим при эксплуатации 3) На каждой входящей линии имеется ДДН, между ДДН и сосудом отсутствуют устройства управления давлением или ограничения 4) Сосуд является скруббером или малым уловителем, не элементом технологического процесса, и требуемая защита обеспечивается ДДН ниже по потоку или проектными функциями (например, сосуд является газосепаратором пневматической системы или последним скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы) 5) Выпускной трубопровод газа требуемого размера до следующего элемента по потоку не имеет блокирующих или регулирующих клапанов и защищен ДДН, который также защищает предыдущий элемент по потоку 6) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, минимизируя возможность эскалации инцидента и предотвращая повреждение сосуда от недопустимого понижения давления 1) КП установлен 2) На каждой входящей линии имеется КП, установленный на давление выше рабочего давления сосуда, и на сосуде установлен КПдля защиты от воздействия пожара и теплового расширения 3) На каждой входящей линии имеется КП, установленный на давление выше рабочего давления сосуда, и как минимум один из этих КП не может быть отсечен от сосуда 4) КП на оборудовании ниже по потоку могут обеспечить требования по сбросу давления сосуда и не могут быть отсечены от него 5) Сосуд является последним скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы, рассчитан на максимальное создаваемое противодавление и не имеет внутренних или внешних препятствий, таких как влагоуловитель, клапаны противодавления или пламегасители 6) Сосуд является последним скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы, рассчитан на максимальное создаваемое противодавление и снабжен предохранительной мембраной / или мембранным предохранительным устройством (МПУ) для байпаса любых внутренних или внешних препятствий, таких как влагоуловитель, клапаны противодавления или пламегасители 7) Входящий источник имеет давление выше рабочего давления сосуда, и на сосуде установлена система согласно требованиям МЭК 61511-1 8) Входящий источник не может создать давления выше рабочего давления сосуда, и на сосуде установлен КП для защиты от воздействия пожара и теплового расширения 1) ДУВ установлен 2) Оборудование ниже по потоку выпускного трубопровода газа не является факельной или вентиляционной системы и может безопасно обработать максимальный объем выносимой жидкости 3) В сосуде не требуется обработка разделенных фаз среды 4) Сосуд является малым уловителем, жидкость удаляется вручную ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.8 e) ДУН f) КОБ g) ДТВa h) ДУВ (защита от переполнения ниже по потоку i) ДУН (защита от утечки газа через отверстие для жидкости ниже по потоку) 1) ДУН установлен 2) В сосуде нет автоматического контроля уровня жидкости, а также нет погруженного обогревательного элемента, который может вызвать превышение температуры 3) Оборудование ниже по потоку выпускной линии (-й) жидкости может безопасно обработать максимальный объем газа, который может быть сброшен через выпускную линию (-и) жидкости, и сосуд не имеет погруженного обогревательного элемента, который может вызвать превышение температуры. Ограничения на линии (-ях) сброса могут использоваться для ограничения расхода газа 1) КОБ установлен на каждой выпускной линии 2) Максимальный объем противотока углеводородов из оборудования ниже по потоку является незначительным 3) Управляющее устройство на линии эффективно снижает противоток 1) ДТВ установлен 2) См. примечание 3) Источник тепла не может вызвать превышение температуры 1) Линии газа, на которых возможно переполнение, направлены на элементы технологического процесса, способные обрабатывать жидкости 2) Сосуд снабжен вторым ДУВ, соответствующим требованиям МЭК 61511-1 3) Сосуд является скруббером газового компрессора и получает технологический газ только из других сосудов, снабженных датчиками ДУВ 1) КП ниже по потоку рассчитан на пропуск максимального объема утечки газа через отверстие для жидкости из данного сосуда 2) Сосуд снабжен вторым ДУН, соответствующим требованиям МЭК 61511-1 П р и м е ч а н и е – Этот пункт был удален из начального перечня в API RP 14C [8] при публикации второго издания. Порядок нумерации сохранен для удобного сравнения таблиц SAFE. a Датчики повышения температуры могут применяться только в сосудах с источниками тепла. B.6.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) а) Сосуд под давлением, получающий флюид из скважины или других источников, которые могут вызвать превышение давления, должен быть защищен ДДВ для останова подачи в сосуд. ДДВ может не устанавливаться на сосуде, если: - ДДВ на других элементах технологического процесса будет измерять давление в сосуде и перекрывать подачу в сосуд, и этот ДДВ не может быть отсечен от резервуара; - сосуд является конечным скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы, рассчитанным на максимальное создаваемое противодавление; - сосуд эксплуатируется при атмосферном давлении и имеет достаточную систему вентиляции. 63 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Сосуд, получающий флюид из скважины, всегда должен быть защищен ДДВ, так как потенциал давления скважины может возрасти в результате изменения состояния пласта, интенсификации притока, ремонтных работ и т.д. b) Сосуд под давлением должен быть снабжен ДДН для отключения подачи в сосуд при возникновении крупной утечки, способной вызвать падение давления, исключая случаи, когда датчики ДДН на других элементах будут обеспечивать необходимую защиту и ДДН не может быть отсечен от сосуда при его эксплуатации. ДДН не должен устанавливаться, если сосуд штатно эксплуатируется при атмосферном давлении, или давление во время эксплуатации часто меняется на атмосферное. В этом случае сложность запорных устройств для предотвращения останова сосуда в таких режимах работы может быть больше, чем отклонение защиты, обеспечиваемой ДДН. Во многих случаях ДДН не сможет обнаружить даже серьезные утечки, и поэтому его установка не требуется, если будет обосновано, что ESS способна обнаруживать пожар и появление газа, минимизируя возможность эскалации инцидента. c) Сосуд под давлением должен быть всегда защищен одним или несколькими КП достаточной пропускной способности для сброса максимального расхода на входе в сосуд. Как минимум один КП должен быть установлен на давление не выше рабочего давления сосуда. В качестве руководства может использоваться [12] для определения регулировки давления многократного предохранительного клапана. Не требуется установка КП на сосуде, если: - он является конечным скруббером факельной системы, системы сброса или вентиляционной системы; - и противодавление (с учетом сил инерции), возникающее при максимальных мгновенных параметрах потока, не превышает минимального рабочего давления в любом из элементов технологического процесса; - и сосуд не имеет внутренних и внешних препятствий, например, влагоотделителей, клапанов противодавления или пламегасителей. При наличии препятствий КП (или альтернативно МПУ) должен устанавливаться для байпаса ограничений. Не требуется установка КП на сосуде, если КП на других элементах обеспечивают соответствующую пропускную способность сброса при давлении равном или ниже рабочего давления сосуда и не могут быть отсечены от сосуда при его эксплуатации. Если такие КП расположены на последующих элементах, их нельзя никогда отсекать от сосуда. Более того, если КП выше по потоку обеспечивает необходимую защиту при эксплуатации сосуда, но может быть отсечен от него при останове работы, то другой КП должен быть установлен на сосуде для сброса давления, возникающего при тепловом расширении или возникновении пожара. П р и м е ч а н и е - Некоторые национальные стандарты допускают максимальное накопление до 10 %. 64 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) d) Если в сосуде под давлением возможно недопустимое понижение давления, которое может привести к его разрушению, то сосуд должен быть снабжен системой подпитки газа для поддержания необходимого давления. Также требуется установка ДДН. В.6.2.2.2 Защитные устройства уровня (ДУВ и ДУН) Сосуд под давлением, сброс из которого осуществляется на факельную систему, должен быть защищен от перелива жидкости ДУВ для останова подачи в сосуд. Сосуды, сброс из которых осуществляется не на факельную систему, также должны быть защищены ДУВ, исключая случаи, когда последующие элементы могут безопасно обработать максимальный объем жидкости при переливе. Сосуд под давлением должен быть защищен ДУН от утечки газа через отверстие для жидкости для останова подачи в сосуд или перекрытия выпускной линии жидкости. ДУН не требуется, если уровень жидкости в сосуде при эксплуатации не контролируется, или оборудование ниже по потоку может безопасно обработать возможную утечку газа через отверстие для жидкости. На сосудах с погруженным обогревательным элементом необходимо устанавливать ДУН для останова подачи топлива. Если система сброса жидкости не предусмотрена, может потребоваться установка второго ДУВ на сосудах. Установка устройств по контролю уровня не требуется для сосудов под давлением, в которых отсутствует сепарация газа и жидкости, а также для малых уловителей, из которых жидкость сливается вручную. Такие сосуды включают в себя уравнительные емкости пульсации давления, пескоотделители, газовые ресиверы, ловушки конденсата расходомеров газа, фильтры топливного газа и т.д. В.6.2.2.3 Защитное устройство температуры (ДТВ) Если сосуд под давлением обогревается, и источник тепла может вызвать превышение температуры, то необходимо применять ДТВ для отключения источника тепла при превышении температуры перерабатываемой жидкости. В.6.2.2.4 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен быть установлен на каждой линии сброса газа и жидкости, если в случае утечки возможен противоток значительного объема жидкости от элементов ниже по потоку. КОБ не требуется, если устройство контроля на линии обеспечит эффективное снижение противотока. Необходимо обосновать, какой объем противотока является значительным. Если линия сбрасывает в сосуд под давлением в точке выше диапазона изменения уровня жидкости, противоток жидкости должен быть незначительным. Является ли объем газа незначительным, зависит от размеров и давления сегмента линии газа и условий возникновения возможной утечки. 65 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.6.3 Расположение защитных устройств В.6.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) ДДВ, ДДН и КП должны быть установлены для измерения или сброса давления на газовой или паровой секции сосуда, которые обычно располагаются в верхней части сосуда или рядом. Однако, эти устройства могут быть расположены на выпускной линии газа, если падение давления между сосудом и чувствительным элементом является незначительным, и устройства не могут быть отсечены от резервуара. Такое отсечение может быть внешним (например, закрытые клапаны на линии газа) или внутренним (например, пробка на влагоотделителе). В.6.3.2 Защитные устройства уровня (ДУВ и ДУН) ДУВ должен быть расположен на достаточном расстоянии выше максимального эксплуатационного уровня жидкости для предотвращения ненужных отключений, при этом необходимо предусмотреть достаточный объем сосуда над ДУВ для предотвращения перелива до выполнения отключения. ДУН должен быть расположен на достаточном расстоянии ниже минимального эксплуатационного уровня жидкости для предотвращения ненужных отключений, при этом необходимо предусмотреть достаточный объем жидкости между ДУН и выпускной линией жидкости для предотвращения утечки газа через отверстие для жидкости до выполнения отключения. В элементах, обогреваемых огневыми трубами, ДУН должен располагаться над ними. Предпочтительно устанавливать датчики ДУВ и ДУН в наружных колоннах, которые могут быть отсечены от сосуда, что позволит проводить испытания устройств без останова технологического процесса. Однако, если отложения или пена приводят к загрязнению или обуславливают неверные показания устройств в наружных колоннах, то уровневые датчики могут быть установлены прямо в сосуде. В этом случае при проведении испытаний может потребоваться установка насоса для регулирования уровня жидкости в сосуде. В.6.3.3 Обратный клапан (КОБ) Обратные клапаны должны быть установлены на выпускном трубопроводе. В.6.3.4 Защитные устройства температуры (ДТВ) Датчики ДТВ, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого изъятия и проведения испытаний. Термопарогильза должна быть расположена в легкодоступном месте и быть постоянно погруженной в обогреваемую среду. В.7 Сосуды, работающие при атмосферном давлении В.7.1 Описание Сосуды, работающие при атмосферном давлении, применяются для обработки и временного хранения жидких углеводородов. Некоторые способы использования требуют подвода тепла к сосуду. Данный раздел распространяется только на воздействие тепла на технологическую секцию 66 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) сосуда атмосферного давления. Обогревательное оборудование рассмотрено в В.8 и В.12. Если сосуд атмосферного давления имеет обогрев, необходимо установка ДТВ. На рисунке В.7 указаны рекомендуемые защитные устройства для типовых сосудов атмосферного давления, используемых в технологическом процессе. В настоящем стандарте не рассматриваются резервуары для хранения дизельного топлива и химических реагентов, которые являются вспомогательными элементами технологического процесса. Однако некоторые рекомендации, содержащиеся в D.2 (приложение D) в отношении ESS, могут использоваться при установке этого оборудования. Обозначения 1 впускной клапан КП 2 вентиляционное отверстие 3 пламегаситель ДУВ 4 резервуар атмосферного давления 5 выпускной клапан ДУН Примечания 1 Вентиляционная линия может содержать устройство сброса давления и/или вакуума. 2 Вместо устройства сброса давления и/или вакуума может быть установлено второе вентиляционное отверстие. Рисунок В.7 – Рекомендуемые защитные устройства. Сосуды атмосферного давления В.7.2 Анализ безопасности В.7.2.1 Таблица анализа безопасности В таблице В.9 представлена SAT для сосудов атмосферного давления. Инцидентами, влияющими на сосуды атмосферного давления, являются превышение давления, недопустимое понижение давления, переполнение, утечка газа через отверстие для жидкости, прочие утечки и превышение температуры сосудов с обогревом. 67 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.9 - Таблица анализа безопасности (SAT). Инциденты Причина Превышение давления Расход на входе выше расхода на выходе Выявляемое условие Повышение давления Закрыта выпускная линия или вентиляционный канал Отказ системы управления давлением Утечка газа через отверстие для жидкости (из элемента выше по потоку) Недопустимое Расход на входе ниже расхода на выходе понижение давления Тепловое сжатие Переполнение Переполнение жидкости жидкости Расход на входе выше расхода на выходе Понижение давления Повышение уровня Блокировка или ограничения на выпускной линии жидкости Отказ системы управления уровнем Утечка газа через Расход жидкости на входе ниже расхода на выходе Понижение уровня отверстие для Открыта выходная линия жидкости жидкости Отказ системы управления уровнем Прочие утечки Износ Понижение давления Эрозия и противоток, пожар Коррозия или накопление газа Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Разрушение системы вакуума Превышение Отказ системы управления температурой Повышение температуры Повышение температуры на входе температуры В.7.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В. 10) T a б л и ц а В.10 - Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). Резервуары атмосферного давления № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.9) а) Вентиляционный каналa 68 1) Вентиляционный канал установлен ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы В.10 b) КП 1) КП установлен 2) На сосуде имеется второй вентиляционный клапан, рассчитанный на максимальный объем газа 3) Элементом является сосуд под давлением, разрушение которого невозможно. Сосуд эксплуатируется при атмосферном давлении и имеет вентиляционный канал соответствующего размера 4) Сосуд не имеет источников давления (исключая систему инертного газа и (или) устройства ручного дренажа) и имеет вентиляционный канал соответствующего размера c) ДУВ 1) ДУВ установлен 2) Операции по наполнению выполняются в присутствии персонала 3) Жидкость при переполнении направляется в другие элементы технологического процесса или удерживается в них d) ДУН 1) ДУН установлен 2) Обеспечена соответствующая система дренажа 3) В сосуде нет автоматического контроля уровня жидкости, а также нет погруженного обогревательного элемента, который может вызвать превышение температуры 4) Элемент является последним сосудом в системе сбора, спроектированной для сбора и направления углеводородсодержащих жидкостей в безопасное место e) ДТВb 1) ДТВ установлен 2) См. примечание 3) Источник тепла не может вызвать превышение температуры Примечание – Этот вариант был удален из начального перечня в API RP 14C (8) при публикации второго издания. Порядок нумерации сохранен для удобного сравнения таблиц SAFE. a Вентиляционным каналом сосуда является труба или фитинг, сообщающийся с атмосферой. На линии вентиляции могут устанавливаться устройства сброса давления / вакуума b Датчики повышения температуры могут применяться только в сосудах с источниками тепла В.7.2.2.1 Защитное устройство давления (вентиляционный канал и КП) Сосуды атмосферного давления должны быть защищены от превышения и недопустимого понижения давления вентиляционными системами соответствующего размера. В [12] приведены рекомендации по определению размеров вентиляционных систем. В вентиляционной системе необходимо предусмотреть пламегаситель для предотвращения переноса пламени назад в сосуд. Если произошел отказ основного устройства управления вентиляционного канала (-ов) или имеется другое препятствие для потока, для защиты сосуда необходимо устанавливать устройство 69 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) сброса давления/вакуума (КП) или второй вентиляционный канал. КП или второй вентиляционный канал не требуются, если: а) сосуд под давлением эксплуатируется при атмосферном давлении и его разрушение невозможно, или b) сосуд атмосферного давления не подключен к источникам давления (исключая систему инертного газа). Система инертного газа может быть предпочтительной для вытеснения воздуха из сосуда атмосферного давления. В.7.2.2.2 Защитные устройства уровня (ДУВ и ДУН) ДУВ обеспечивает защиту от переполнения жидкости в сосуде атмосферного давления путем останова подачи, исключая случаи, когда операции налива проводятся в присутствии персонала, или жидкость при переполнении направляется в другие элементы технологического процесса. Если в сосуде имеется погруженный обогревательный элемент, который может вызвать превышение температуры, для отключения источника тепла необходимо предусмотреть ДУН. Если уровень жидкости в сосуде не поддерживается автоматически, для защиты от утечек должен быть предусмотрен ДУН, обеспечивающий останов подачи жидкости. Система сбора утечек является предпочтительным вариантом в сравнении с датчиком понижения уровня, если штатное поступление жидкости не позволит датчику определить утечку. В.7.2.2.3 Защитное устройство температуры (ДТВ) Если сосуд атмосферного давления имеет обогрев, необходимо предусмотреть ДТВ для отключения источника тепла при превышении температуры обрабатываемой среды. В.7.3 Расположение защитных устройств В.7.3.1 Защитные устройства давления (вентиляционный канал и КП) Вентиляционный канал и КП должны располагаться в верхней части (наивысшее практически возможное место в паровой секции) сосуда атмосферного давления. В.7.3.2 Защитные устройства уровня (ДУВ и ДУН) ДУВ должен быть расположен на достаточном расстоянии выше максимального уровня жидкости для предотвращения ненужного останова, при этом необходимо обеспечить достаточный объем сосуда над ДУВ для вмещения жидкости во время останова. ДУН должен быть расположен на достаточном расстоянии ниже минимального эксплуатационного уровня жидкости для предотвращения ненужного останова. В элементах, обогреваемых огневыми трубами, ДУН должен располагаться над ними. Предпочтительно устанавливать датчики в наружных колоннах, что позволит проводить испытания устройств без останова технологического процесса. Также приемлемо устанавливать датчики внутри (см. В.6.3.2). 70 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.7.3.3 Защитное устройств температуры (ДТВ) Датчики ДТВ, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого изъятия и проведения испытаний. Термопарогильза должна быть расположена в легкодоступном месте и быть постоянно погруженной в обрабатываемую среду. В.8. Элементы с огневым и газовым обогревом В.8.1 Описание Элементы с огневым и газовым обогревом используются для обработки и обогрева углеводородов. Они включают в себя прямые и обратные сосуды под давлением, сосуды атмосферного давления с огневым обогревом и трубчатые подогреватели с автоматически регулируемыми горелками с естественной тягой или горелками с принудительной тягой. Также данные элементы включают в себя элементы с газовым обогревом, когда источниками тепла являются отработанные газы другого оборудования, такого как турбины и двигатели, и которые могут иметь или не иметь дополнительный огневой обогрев. В данном разделе содержится описание необходимой защиты огневого оборудования для элемента с огневым обогревом и обогревательной секции элемента с газовым обогревом. Защита технологической части элементов с огневым и газовым обогревом рассматривается в соответствующих разделах. Рекомендуемые защитные устройства для типового сосуда с огневым обогревом, с горелкой с естественной или принудительной тягой, показаны на рисунках В.8 и В.9 соответственно. На рисунке В.10 показаны рекомендуемые защитные устройства для типового элемента с газовым обогревом. Обозначения КОБ КП ДДВН 1 впуск 2 выпуск газа ДТВ 3 искрогаситель 4 подогреватель - деэмульгатор ДУВ 5 выпуск нефти ДДВ ДУН ДУН 6 выпуск воды ДТВ УКП КОБ КО 7 пламегаситель КОБ Требования к сосуду должны быть проанализированы в соответствии с В.6 или В.7. Рисунок В.8 – Рекомендуемые защитные устройства. Типовой сосуд с огневым обогревом (с естественной тягой) 71 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Обозначения КП 1 ввод гликоля 2 искрогаситель ДТВ 3 ребойлер гликоля ДУВ 4 выпуск гликоля ДУН ДУН 5 впуск воздуха ДТВ 6 блокировка двигателя УКП 7 топливный газ КОБ ДДН ДДВН КО Требования к сосуду должны быть проанализированы в соответствии с В.6 или В.7. П р и м е ч а н и е – Искрогаситель может не применяться (см. таблицу В.14, искрогаситель). Рисунок В.9 – Рекомендуемые защитные устройства. Типовой сосуд с огневым обогревом (принудительная тяга) Обозначения КП ДТВ 1 входная линия среды 2 элемент с газовым обогревом 3 выходная линия среды 4 источник тепла (отработанные газы турбины ДРН КОБ ДТВ и т.д.) Рисунок В.10 – Рекомендуемые защитные устройства. Элемент с газовым обогревом 72 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.8.2 Анализ безопасности В.8.2.1 Таблица анализа безопасности В таблице В.11 представлена SAT для элементов с огневым обогревом, оборудованных горелкой с естественной тягой, в таблице В.12 - горелками с принудительной тягой, в таблице В.13 – для элементов с газовым обогревом. Инцидентами, которые могут влиять на элементы с огневым обогревом или элементы с газовым обогревом, имеющие дополнительный огневой обогрев, являются превышение температуры, источник прямого зажигания, превышение объема топлива в камере сгорания и превышение давления. Инцидентами, которые могут влиять на элемент с газовым обогревом, являются превышение температуры и превышение давления. T a б л и ц а В.11 – Таблица анализа безопасности (SAT). Элементы с огневым обогревом (естественная тяга) Инциденты Причина Превышение температуры Выявляемое условие Отказ системы управления температурой Повышение температуры Нарушены параметры расхода (технологический Ограниченный перенос тепла процесс) Возгорание среды, протекшей в камеру Повышение температуры сгорания (вытяжная труба) Открытая поверхность, переносящая тепло Понижение расхода Понижение уровня жидкости Источник прямого Перенос пламени через воздухозаборник зажигания Перенос искр через вытяжную Пламя трубу Повышение температуры отработанных газов Превышение температуры в вытяжной трубе Открытая нагретая поверхность Превышение объема Отказ системы управления подачей топлива Погасание пламени горючих паров в камере Повышение сгорания подачи топлива Превышение давления Закрыта выпускная линия давления Повышение давления (трубопроводы в камере Парообразование сгорания) Тепловое расширение 73 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.12 – Таблица анализа безопасности (SAT). Элементы с огневым обогревом (принудительная тяга) Инциденты Причина Выявляемое условие Превышение Отказ системы управления температурой Повышение температуры Нарушены параметры расхода температуры Ограниченный перенос тепла Понижение расхода Возгорание среды, протекшей в камеру сгорания Повышение Теплопередача через открытую поверхность температуры Повышение температуры Повышение температуры Источник зажигания прямого Перенос пламени через воздухозаборник Перенос искр через вытяжную отработанных газов Пламя трубу Повышение температуры Превышение температуры в вытяжной трубе Открытая нагретая поверхность Превышение объема Отказ системы управления подачей топлива Понижение давления горючих паров в камере Отказ системы управления подачей воздуха воздуха сгорания Закрыт впуск воздуха Погасание пламени Отказ воздуходувки Повышение давления подачи топлива Понижение давления подачи топлива Понижение расхода воздуха Превышение давления Закрыта выпускная линия (трубопроводы в камере Парообразование сгорания) 74 Тепловое расширение Повышение давления ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.13 – Таблица анализа безопасности (SAT). Элементы с газовым обогревом Инциденты Причина Выявляемое условие Превышение Отказ системы управления температурой Повышение температуры Нарушены параметры расхода температуры Ограниченный перенос тепла (технологический Возгорание среды, протекшей в камеру сгорания процесс) Открытая поверхность, переносящая тепло Повышение температуры (вытяжная труба) Понижение расхода Понижение уровня жидкости Повышение температуры труба (вытяжная технол. процесса) Превышение давления Закрыта выпускная линия Повышение давления (трубопроводы в камере Парообразование сгорания) Тепловое расширение П р и м е ч а н и е – Если используется дополнительный огневой обогрев, для элемента необходимо провести анализ в соответствии с таблицами В.11 или В.12 (как применимо). В.8.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.14) В.8.2.2.1 Защитное устройство температуры (ДТВ) Температура среды или обрабатываемой жидкости в обогреваемом элементе должна контролироваться ДТВ для отключения подачи топлива и прекращения поступления горючих жидкостей. Если элемент обогревается отработанными газами, то эти газы должны отводиться в другом направлении или источник газов должен быть перекрыт. ДТВ не требуется на парогенераторе, защищенном ДДВ для определения повышения давления, вызванного повышением температуры, и ДУН, определяющим понижение уровня, которое может привести к повышению температуры. Для измерения температуры среды или обрабатываемой жидкости TSH обычно не требуется в водяном термостате с теплообменником, эксплуатируемым при атмосферном давлении, так как максимальная температура ограничена температурой кипения водяного термостата. 75 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.14 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). Элементы с огневым и газовым обогревом № SAC а) b) c) d) e) f) g) h) i) j) 76 Устройство Контрольный перечень SAFE (см. таблицы В.11, В.12, В.13) ДТВ (среда или 1) ДТВ установлен технол. жидкость 2) Элемент является генератором пара, защищенным ДДВ. Если элемент имеет огневой обогрев, необходим ДУН. 3) Элемент является водяным термостатом с теплоносителем, эксплуатируется при атмосферном давлении и защищен ДУН. ДТВ (вытяжная 1) ДТВ установлен 2) Элемент является герметичным и не обрабатывает горючих сред или труба) технологических жидкостей, исключая топливо. 3) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева, среда не является горючей См. примечание ДДН (подача 1) ДДН установлен воздуха) 2) Элемент имеет горелку с естественной тягой 3) Горелка с принудительной тягой снабжена датчиком другого типа понижения давления воздуха на входе 4) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева ДДВ (подача 1) ДДВ установлен топлива) 2) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева ДДН (подача 1) ДДН установлен топлива) 2) Элемент имеет горелку с естественной тягой 3) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева УКП 1) УКП установлено 2) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева ДРН 1) ДРН установлен (нагреваемая 2) Элемент не является закрытым теплообменником, в котором горючая среда) среда проходит по трубам, размещенным в камере сгорания или камере газового обогрева Блокировка 1) Блокировка двигателя установлена двигателя 2) Элемент имеет горелку с естественной тягой (двигатель с 3) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного принудительной огневого обогрева вентиляцией) Пламегаситель 1) Пламегаситель установлен (забор воздуха) 2) Элемент имеет горелку с принудительной тягой 3) Элемент размещен в изолированной зоне и не обрабатывает горючих сред или технологических жидкостей, исключая топливо 4) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.14 k) l) m) огневого обогрева Искрогаситель 1) Искрогаситель установлен 2) Элемент имеет горелку с принудительной тягой и (1) обогреваемая среда не является горючей, или (2) давление тяги горелки на выходе из передающей секции выше давления среды (на входе) 3) Элемент является герметичным, и технологические жидкости не входят в контакт с выбросами в вытяжной трубе 4) Элемент обогревается отработанными газами без дополнительного огневого обогрева КП (циркул. 1) КП установлен контур среды) 2) Элемент не является трубчатым теплообменником 3) КП, установленный на другом элементе, обеспечит необходимую защиту, и КП не может быть отсечен от трубной секции КОБ (циркул. 1) КОБ установлен на каждой выпускной линии контур среды) 2) Максимальный объем возможного противотока горючей среды из оборудования ниже по потоку является незначительным, или среда не является горючей. 3) Элемент не является трубчатым теплообменником П р и м е ч а н и е – Этот вариант был удален из начального перечня в API RP 14C (8) при публикации второго издания. Порядок нумерации сохранен для удобного сравнения таблиц SAFE. Поток горючей среды в замкнутой системе теплоносителя, когда среда циркулирует по трубкам, расположенным в камере сгорания или камере газового обогрева, не должен останавливаться до остывания камеры. Система аварийного останова и пневматическая установка пожарной сигнализации оборудования должны немедленно перекрыть течение среды в случае возникновения неконтролируемого горения или при утечке среды из закрытой системы. Температура в вытяжной трубе горелки должна контролироваться ДТВ для останова подачи топлива и горючих жидкостей. Температура в вытяжной трубе элемента с газовым обогревом должна контролироваться ДТВ для останова подачи горючей среды и перекрытия источника отработанных газов. ДТВ не требуется для элемента с огневым обогревом, размещенного в изолированной зоне и не обрабатывающего горючие среды, исключая топливо. Извещатель дымовой (ИПД) должен быть установлен на вытяжной трубе ребойлеров гликоля для определения утечек гликоля в огневые трубки. В.8.2.2.2 Защитные устройства расхода (ДРН и КОБ) Если горючая среда циркулирует в трубах в камере сгорания или камере газового обогрева, то расход среды должен контролироваться ДРН для обеспечения отключения подачи топлива на элементы с огневым обогревом или перенаправления отработанных газов с элементов, обогреваемыми ими. В этом типе элементов повышение температуры среды может произойти до срабатывания ДТВ (среда), расположенного на внешней стороне подогревателя. ДРН не требуется 77 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) в других типах подогревателей, так как ДТВ (среда) располагается в средней части и должен немедленно определять состояние повышения температуры. Обратный клапан (КОБ) должен располагаться на выпускной трубе для предотвращения противотока в камеру сгорания или камеру обогрева при разрыве трубы. В.8.2.2.3 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Давление в линии подачи топлива должно контролироваться ДДВ для прекращения подачи топлива в горелку. В горелке с принудительной тягой на линии подачи топлива должен быть установлен ДДН. Кроме этого давление в воздухозаборнике горелки с принудительной тягой должно контролироваться ДДН для останова подачи топлива и воздуха. Вместо ДДН для контроля подачи воздуха может использоваться датчик понижения подачи воздуха. Для горелок с естественной тягой ДДН не требуется из-за низкого давления подачи воздуха. Трубы, расположенные в камере сгорания или камере обогрева трубчатого подогревателя, должны быть защищены КП от превышения давления, вызванного расширением среды или обрабатываемой жидкости. В.8.2.2.4 Защитные устройства от зажигания Воздухозаборник горелки с естественной тягой должен быть оборудован пламегасителем для предотвращения обратного переноса пламени через воздухозаборник. Пламегаситель не требуется для горелок с принудительной тягой, так как скорость воздуха, проходящего через воздухозаборник, предотвращает перенос пламени, или ДДН в воздухозаборнике и блокировка стартера привода вентилятора отключают подачу воздуха. Вытяжная труба на горелке с естественной тягой должна быть оборудована искрогасителем для предотвращения выброса искр. Если обогреваемый элемент не обрабатывает горючие вещества, исключая топливо, и расположен отдельно, то искрогаситель не требуется. Искрогаситель может не требоваться для горелки с принудительной тягой, поскольку высокая степень сгорания предотвращает образование нагара. Искрогаситель требуется, если обогреваемая жидкость является горючей, или давление тяги горелки на выходе передающей секции ниже давления жидкости на входе. Привод вентилятора с принудительной тягой должен быть снабжен блокировкой пуска для обнаружения отказа двигателя и отключения подачи топлива и воздуха. Пламя в камере сгорания должно контролироваться УКП или ДТН, который определяет, что пламя недостаточно для немедленного воспламенения подаваемых в камеру сгорания горючих веществ, предотвращает открытие топливных клапанов или перекрывает подачу топлива. Для обеспечения правильной последовательности открытия и закрытия топливных и воздушных клапанов должно быть установлено соответствующее оборудование. 78 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.8.3 Расположение защитных устройств В.8.3.1 Защитные устройства температуры (ДТВ) Датчики температуры, исключая плавкие и контактные, должны устанавливаться в термопарогильзе для легкого снятия и проведения испытаний. Если огневая трубка погружена, то ДТВ должен быть расположен в обогреваемой жидкой среде или обрабатываемой жидкости. Если жидкая среда или обрабатываемая жидкость проходят по трубам в камере с огневым и газовым обогревом, ДТВ должен быть установлен на выпускной линии максимально близко к подогревателю и выше по потоку устройств отсечения. ДТВ в вытяжной трубе должен быть расположен у основания. В.8.3.2 Защитные устройства расхода (ДРН и КОБ) В замкнутой системе теплоносителя с горючей средой в трубопроводе циркулирующей среды должен быть установлен датчик ДРН. Датчик должен располагаться на выпускной линии среды максимально близко к подогревателю и должен контролировать общий расход подогревателя. Обратный клапан (КОБ) должен быть установлен на выпускном трубопроводе. В.8.3.3 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) ДДН в воздухозаборнике горелки с принудительной тягой должен быть расположен после воздуходувки. Датчики ДДВ и ДДН на линии подачи топлива должны быть расположены между последним редуктором давления и регулирующим клапаном топлива. Размещение КП на трубках трубчатого подогревателя должно предотвращать возможность отсечения КП от обогреваемой секции труб. В.8.3.4 Защитные устройства от зажигания Для предотвращения переноса пламени из воздухозаборника и выброса искр из вытяжной трубы на обогреваемых элементах должны быть установлены пламегаситель и искрогаситель. УКП должен быть расположено в камере сгорания. В.8.4 Порядок безопасной эксплуатации В дополнение к защитным устройствам, приведенным в таблице B.14, необходимо соблюдать порядок, указанный в таблице B.15, для безопасной эксплуатации элементов с огневым и газовым обогревом. 79 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.15 – Порядок безопасной эксплуатации элементов с огневым и газовым обогревом Этап Действия 1 Убедиться, что подача топлива перекрыта 2 Очистить камеру сгорания от избыточного объема горючих веществ до пробного запала 3 Ограничить время испытания запала запальной и основной горелки для предотвращения накопления избыточного топлива в камере сгорания. При превышении установленного времени необходимо отключить подачу топлива и выполнить повторный пуск вручную 4 До начала подачи топлива в основную горелку испытать запальную горелку и убедиться, что заслонки дозатора подачи топлива и воздуха и средства управления горелкой установлены в положение малого огня 5 При погасании пламени в запальной или основной горелке перезапустить средства управления пуском вручную 6 Обеспечить отсутствие в топливе осадков или посторонних примесей путем применения соответствующего оборудования по очистке топлива 7 Если применимо, до пуска источника отработанных газов обеспечить их отвод от элемента с газовым обогревом В.9 Насосы В.9.1 Описание Насосы перекачивают жидкости между элементами технологического процесса, в трубопроводы, выходящие с платформы, или из системы дренажа обратно в технологические системы (дожимные / питающие насосы, насосы дренажных емкостей, насосы для закачки химических реагентов, насосы систем обогрева). Насосы трубопроводов перекачивают добытые углеводороды из технологического процесса в трубопровод. Насосы, которые эпизодически перекачивают небольшие объемы углеводородов со вспомогательного оборудования (резервуары, отстойники и т.д.) в трубопровод, получающий основной объем от другого источника, не рассматриваются как насосы трубопроводов. Гликолевые насосы обеспечивают циркуляцию гликоля по замкнутой системе. Другие насосы перекачивают производимые жидкости, теплоносители или химические реагенты в технологическом процессе или из системы дренажа в технологический процесс (дожимные / питающие насосы, насосы дренажных емкостей, насосы для закачки химических реагентов, циркуляционные насосы теплоносителя, гликолевые насосы и т.д.). На рисунках В.11, В.12 и В.13 приведены рекомендуемые защитные устройства для типовых насосных установок. 80 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рекомендации, содержащиеся в этой статье, не относятся к пожарным водяным насосам. В этих случаях следует применять требования ИСО 13702. Обозначения КП 1 из резервуара хранения КО 2 насос 3 сброс ДДВН КОБ Рисунок В.11 – Рекомендуемые защитные устройства. Насосы трубопроводов Обозначения КОБ 1 гликолевый абсорбер 2 осушенный гликоль в абсорбер 3 влажный гликоль из абсорбера КО ДДН ДДН 4 приводная часть насоса 5 насос 6 приводной вал 7 осушенный гликоль из ребойлера 8 влажный гликоль в ребойлер КП Рисунок В.12 – Рекомендуемые защитные устройства. Гликолевые насосы с гликолевым приводом 81 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Обозначения КП 1 всасывание 2 насос 3 сброс ДДВН КОБ Рисунок В.13 – Рекомендуемые защитные устройства. Прочие насосы В.9.2 Анализ безопасности В.9.2.1 Таблица анализа безопасности В таблице В.16 представлена SAT для насосов. Инцидентами, которые могут воздействовать на насосы, являются превышение давления, утечка, превышение температуры и понижение расхода. T a б л и ц а В.16 – Таблица анализа безопасности (SAT). Инциденты Превышение давления Причина Блокировка или ограничения на выпускной линии Выявляемое условие Повышение давления Недопустимое повышение противодавления Повышение давления на входе (центробежные) Превышение скорости Повышение плотности среды Противоток Утечка Износ Понижение давления Эрозия Коррозия Повреждение при ударной нагрузке Вибрация Разрушение при образовании вакуума Превышение Повышение температуры среды Повышение температуры Падение давления газа температуры Понижение температуры Понижение расхода Блокировка или ограничения на впускной или Понижение расхода выпускной линии 82 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.9.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В. 17) T a б л и ц а В.17 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC). № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.16) a) ДДВ – насосы ДДВ установлен трубопровода b) ДДВ – прочие 1) ДДВ установлен насосы 2) Максимальное давление на выходе насоса не превышает 70 % максимально допустимого рабочего давления нагнетательной линии 3) Насос эксплуатируется вручную, при постоянном присутствии персонала 4) Малые насосы для небольших объемов, например, закачки химических реагентов 5) Насос направляет поток в резервуар атмосферного давления 6) Насос является гликолевым насосом с гликолевым приводом c) ДДН – 1) ДДН установлен насосы 2) Насос не обрабатывает углеводороды трубопровода 3) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента d) ДДН – прочие 1) ДДН установлен насосы 2) Насос эксплуатируется вручную, при постоянном присутствии персонала 3) Обеспечена необходимая система дренажа 4) Малые насосы для небольших объемов, например, закачки химических реагентов 5) Насос направляет поток в резервуар атмосферного давления 6) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента e) КП – насосы 1) КП установлен трубопровода 2) Насос кинетического типа и не может создать давление выше максимально допустимого рабочего давления нагнетательной линии f) КП – прочие 1) КП установлен насосы 2) Максимально давление на выходе насоса не превышает максимально допустимого рабочего давления нагнетательной линии 83 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.17 3) Насос оборудован системой сброса давления 4) Насос является гликолевым насосом с гликолевым приводом, и выпускная линия низкого давления влажного гликоля рассчитана на давление выше максимального давления на выходе насоса 5) Насос является гликолевым насосом с гликолевым приводом, и выпускная линия низкого давления влажного гликоля защищена КП, расположенным на элементе ниже по потоку, который не может быть отсечен от насоса КОБ g) – все Обратный клапан установлен насосы ДТВ h) 1) ДТВ установлен 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов ДТН i) 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов ДРН j) 1) ДРН установлен. 2) Параметры насоса «давление - расход» обеспечивают обнаружение блокировки на выходе установленным ДДВ и блокировки на входе установленным ДДН 3) Насос не повреждается при понижении расхода В.9.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны быть установлены на всех нагнетательных линиях насоса трубопровода углеводородов для перекрывания подачи и останова насоса. ДДВ для останова насоса должен быть установлен на нагнетательной линии других насосов, исключая случаи, когда максимальное давление на выходе насоса не превышает 70 % максимально допустимого рабочего давления нагнетательной линии, или насос управляется вручную при постоянном присутствии персонала. ДДВ не требуется для гликолевых насосов с гликолевым приводом. Другие насосы углеводородов должны быть оборудованы ДДН для останова насоса, исключая случаи, когда насос управляется вручную при постоянном присутствии персонала, или обеспечена соответствующая система дренажа. ДДН должны быть предусмотрены для гликолевых насосов для отключения подачи влажного гликоля в насос. В большинстве случаев ДДН не будет способен определять даже серьезные утечки, поэтому его установка не требуется, если будет подтверждено, 84 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) что аварийная вспомогательная система способна обнаруживать пожар и накопление газа для предотвращения эскалации инцидента. На всех нагнетательных линиях насосов трубопроводов должны быть установлены КП, за исключением кинетических насосов, например, центробежный насос, и он не способен создать давление выше максимально допустимого рабочего давления нагнетательной линии. КП должен быть установлен на всех нагнетательных линиях прочих насосов, исключая случаи, когда максимальное давление на выходе насоса ниже максимально допустимого рабочего давления линии, или насос снабжен системой сброса давления. КП должен быть установлен на нагнетательной линии низкого давления влажного гликоля гликолевого насоса с гликолевым приводом, кроме случаев, когда линия рассчитана на давление выше максимального давления на выходе насоса, или она защищена КП, установленным на элементе ниже по потоку, который не может быть отсечен от насоса. В.9.2.2.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен быть предусмотрен на нагнетательных линиях насоса для минимизации противотока. В.9.2.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Защитные устройства температуры требуется только, если температура жидкости при условиях отказа может привести к превышению проектных параметров трубопровода. Понижение температуры может быть вызвано падением давления газа или активным охлаждением. Повышение температуры может быть вызвано параметрами среды или активным нагревом. В.9.2.4 Датчик понижения расхода (ДРН) Защитное устройство от понижения расхода (минимального безопасного расхода) требуется только, если понижение расхода может вызвать повреждение, и характеристики насоса не позволяют защитным устройствам давления (повышения и понижения давления) определить возникновение аварийных условий. В.9.3 Рекомендации по расположению защитных устройств В.9.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны быть расположены на нагнетательной линии насоса выше по потоку клапана КОБ или любой отсечной задвижки. На гликолевом насосе с гликолевым приводом ДДН на линии высокого давления влажного гликоля должен быть расположен между насосом и клапаном останова. На насосах трубопровода и прочих насосах, если необходимо, КП должны быть установлены на нагнетательной линии выше по потоку любой отсечной задвижки. В.9.3.2 Обратный клапан (КОБ) 85 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Обратный клапан должен быть установлен на нагнетательной линии насоса для минимизации противотока. В.9.3.3 Защитные устройства температур (ДТВ и ДТН) ДТВ, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзе для легкого снятия и проведения испытаний. Термопарогильза должна быть расположена в легкодоступном месте, и быть постоянно погруженной в обрабатываемую жидкую среду. В.9.3.4 Датчик понижения расхода (ДРН) ДРН должен быть расположен на нагнетательной линии насоса выше по потоку любого клапана (КОБ) или любой отсечной задвижки. В.9.3.5 Устройства останова (КО) Клапан останова должен быть расположен около выпуска элемента хранения (резервуар, сепаратор и т.д.), из которого продукция направляется в насос трубопровода, для предотвращения прохождения углеводородов через насос трубопровода и попадания в трубопровод при утечке в трубопроводе. Если применяются насосы с гликолевым приводом, то КО должен быть расположен около выпускной линии высокого давления сырого гликоля гликолевого абсорбера для перекрытия потока из абсорбера и отключения насосов. В.10 Компрессорные установки В.10.1 Описание Компрессорные установки обеспечивают транспортировку углеводородных газов внутри технологического процесса и в трубопроводы, выходящие с морского объекта. На рисунке В.14. представлены рекомендуемые защитные устройства для типовых компрессорных установок. В.10.2 Анализ безопасности В.10.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.18 представлена SAT для компрессорных установок. В таблице SAT приведен анализ цилиндра компрессора, корпуса, входа, выхода и линии подачи топливного газа компрессорной установки топливного газа. Оборудование по обработке углеводородов, связанное с компрессором, исключая цилиндры и корпуса компрессора, должно быть защищено в соответствии с применимыми разделами настоящего стандарта. Компрессор и основной двигатель обычно снабжены устройствами, предотвращающими механические повреждения. Инцидентами, которые могут воздействовать на компрессор, являются превышение давления, утечка, превышение температуры и пульсация. 86 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) ДГ ДГ КПР ДГ КО КП ДДВН КП ДТВ КП КО ДДВН ДДВН КОБ КП ДТВ ДДВН ДГТ КО ДГ ДГТ Обозначения 1 корпус (необязательно) 2 вход из внешнего элемента технологического процесса 3 промежуточный вход 4 вход 1-ой ступени 5 топливо 6 промежуточный выход на следующую ступень 7 окончательный выход Примечания 1 Входные газосепараторы не показаны, они должны быть рассмотрены в соответствии с В.6. Нагнетательные охладители кожухотрубного типа не показаны, они должны быть рассмотрены в соответствии с В.12. 2 Необходимость датчика максимального безопасного уровня воздействия (ДГТ) должна быть рассмотрена на основе условий, изложенных в Е.1 и Е.2 (Приложение Е). а ДГ 1, 2 и ДГТ 1, 2 не требуются, если компрессор установлен не в закрытом помещении. b ДГ 3 не требуется, если у компрессора нет трубной обвязки или других потенциальных источников утечки газа ниже основания. Рисунок В.14 – Рекомендуемые защитные устройства. Компрессорная установка 87 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.18 – Таблица анализа безопасности (SAT) Инциденты Причина Превышение давления (на Превышение расхода на входе входе) Выявляемое условие Повышение давления Отказ системы управления давлением на входе Функционирование с ошибками компрессора или привода Противоток Превышение давления (на Блокировка или ограничения на выпускной линии выходе) Повышение давления Недопустимое повышение противодавления Повышение давления на входе Превышение скорости Повышение плотности среды Утечка Износ Понижение давления Эрозия и Коррозия накопление Повреждение при ударной нагрузке пожар противоток или газа и Вибрация Разрушение при образовании вакуума Превышение Отказ клапана компрессора Повышение температуры Отказ охладителя температуры Превышение степени сжатия Недопустимое понижение расхода Превышение объема переработки газа при падении высокого давления, приводящее к охрупчиванию Понижение Пульсация трубы температуры Блокировка или ограничения на выпускной линии Рассчитанные Отказ охладителя результатам Недопустимое понижение расхода измерений колебания по Функционирование с ошибками компрессора или параметров достигают привода Изменение плотности среды 88 значения пульсации ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.10.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В. 19) T a б л и ц а В.19 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) - компрессоры № Устройство SAFE SAC (см. таблицу В.18) a) ДДВ (ввод) Контрольный перечень 1) ДДВ установлен 2) Каждый источник ввода защищен ДДВ, который также защищает компрессор b) ДДВ (вывод) 1) ДДВ установлен 2) Компрессор защищен ДДВ, которые расположены ниже по потоку, не могут быть отсечены от компрессора, при этом ДДВ расположены выше по потоку, чем любые охладители c) ДДН (ввод) 1) ДДН установлен 2) Каждый источник ввода защищен ДДН, который также защищает компрессор 3) Система ESS обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента d) ДДН (вывод) 1) ДДН установлен 2) Компрессор защищен ДДВ, которые расположены ниже по потоку и не могут быть отсечены от компрессора 3) Система ESS обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента e) КП (ввод) 1) КП установлен 2) Каждый источник ввода защищен КП, который также защищает компрессор f) КП (вывод) 1) КП установлен 2) Компрессор защищен КП, которые расположены ниже по потоку и не могут быть отсечены от компрессора 3) Компрессор работает за счет кинетической энергии и не может создать давление выше рабочего давления компрессора или нагнетательной линии h) КОБ (оконч. КОБ установлен нагнетательная линия) ДТВ ДТВ установлен i) Защита g) j) от 1) Предусмотрена система защиты от пульсации пульсации 2) Компрессор не подвержен пульсации при условиях отказа ДТН 1) ДТН установлен. 2) Превышение объема переработки газа не приводит к охрупчиванию труб 89 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.10.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны быть предусмотрены для каждой впускной линии компрессорной установки, исключая случаи, когда каждый источник подачи защищен датчиками ДДВ и ДДН, которые также будут защищать компрессор. Также датчики ДДВ и ДДН должны быть установлены на каждой нагнетательной линии компрессора. Датчики ДДВ и ДДН должны обеспечить останов технологического процесса и прекратить подачу топливного газа в компрессор. Во многих случаях ДДН будет не способен определять даже серьезные утечки, и поэтому его установка не требуется, если будет подтверждено, что аварийная система отключения (ESS) способна определять пожар и накопление газа, для предотвращения эскалации инцидента. КП должен быть предусмотрен для каждой впускной линии компрессора, за исключением случаев, когда каждый источник ввода защищен КП, который будет защищать компрессор. КП должен быть установлен на каждой нагнетательной линии компрессора. КП не требуется на нагнетательной линии компрессоров, работающих за счет кинетической энергии и не способных создавать давление выше рабочего давления компрессора или нагнетательной линии. В.10.2.2.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен быть предусмотрен на каждой конечной нагнетательной линии для минимизации противотока. В.10.2.2.3 Устройства по обнаружению газа (ДГ/ДГТ) Если компрессорная установка расположена в помещении с недостаточной вентиляцией или закрытом корпусе, то для отключения источников ввода, прекращения подачи топливного газа и продувки компрессора должны быть установлены датчики газа (ДГ и/или ДГТ). В.10.2.2.4 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) ДТВ должен быть установлен для защиты каждого цилиндра или корпуса компрессора. ДТВ должен отключать источники ввода и подачу топливного газа в компрессор. Должен быть предусмотрен ДТН, исключая случаи, когда превышение объема переработки газа не приведет к охрупчиванию труб. В.10.2.2.5 Устройства по предотвращению пульсации Измерительные и вычислительные устройства и управляющие механизмы должны быть установлены для защиты компрессора от пульсации. В.10.3 Расположение защитных устройств В.10.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны быть расположены на каждой впускной линии максимально близко к компрессору, учитывая негативное воздействие вибрации и пульсации на работу и срок 90 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) службы оборудования, а также на каждой нагнетательной линии выше по потоку клапана (КОБ) и любой отсечной задвижки. КП должны быть установлены на каждой впускной линии максимально близко к компрессору, учитывая негативное воздействие вибрации и пульсации на работу и срок службы оборудования, а также на каждой нагнетательной линии, исключая возможность отсечения КП от компрессора. Если КП установлен внутри помещения, то его нагнетательная линия должна быть направлена в безопасное место за пределами помещения. В.10.3.2 Обратный клапан (КОБ) Обратный клапан должен располагаться на конечной нагнетательной линии каждой компрессорной установки для минимизации противотока. Если компрессорная установка расположена в помещении, КОБ должен быть расположен вне помещения. В.10.3.3 Устройства обнаружения газа (ДГ/ДГТ) Если компрессорная установка расположена в помещении с недостаточной вентиляцией или закрытом корпусе, то в местах возможного накопления горючих и/или токсичных газов должны быть установлены датчики газа (ДГ и/или ДГТ). В.10.3.4 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) ДТВ должен быть расположен на нагнетательной линии каждого цилиндра или корпуса компрессора максимально близко к цилиндру или корпусу. На линии рециркуляции должен быть установлен ДТН. В.10.3.5 Устройства обнаружения пульсации Необходимо предусмотреть размещение датчиков расхода, температуры, плотности и давления, обеспечивающее прогнозирование и предотвращение начала пульсаций. В.10.3.6 Устройства останова (КО) Клапан останова должен быть установлен на каждой впускной линии из элементов технологического процесса и линии подачи топливного газа, чтобы компрессор мог быть отсечен от источников газа. Если компрессорная установка расположена в помещении, то КО должны быть установлены за пределами помещения. Все КО должны активироваться при получении сигнала системы аварийного останова (АО) и пневматической установки пожарной сигнализации, а также при обнаружении любого аварийного условия на впускной и выпускной линии. Продувочный клапан должен быть расположен на конечной нагнетательной линии (линиях) компрессорной установки. Продувочные клапаны могут активироваться при получении сигнала от пневматической установки пожарной сигнализации компрессора, датчиков газа и системы аварийного останова компрессора. 91 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.11 Трубопроводы В.11.1 Описание Морские трубопроводы транспортируют жидкости и газы между платформами или между платформой и береговыми сооружениями. Трубопроводы подразделяются на: (a) подводящие, (b) отводящие, либо (c) двунаправленные, в зависимости от направления потока на платформе. Подводящий трубопровод направляет флюиды на платформу, а отводящий трубопровод транспортирует флюиды с платформы. Двунаправленный трубопровод может транспортировать флюиды в обоих направлениях. Далее трубопроводы могут быть классифицированы по точке доставки или приема: a) подводящие трубопроводы: 1) доставка на сооружения платформы; 2) доставка на отводящий трубопровод; b) отводящие трубопроводы: 1) прием с сооружений платформы; 2) прием из подводящих трубопроводов; 3) прием, как с сооружений платформы, так и из подводящих трубопроводов; c) двунаправленные трубопроводы: 1) доставка на сооружения платформы и прием с них; 2) доставка на другие двунаправленные трубопроводы и прием с них; 3) доставка на другие двунаправленные трубопроводы и прием с них, и прием с сооружений платформы. На рисунке В.15 представлены рекомендуемые защитные устройства для трубопроводов. В.11.2 Анализ безопасности В.11.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.20 представлена SAT для трубопроводов. Инцидентами, которые могут воздействовать на трубопровод, являются превышение давления, утечки и превышение температуры. T a б л и ц а В.20 – Таблица анализа безопасности (SAT) Инциденты Превышение давления Причина Блокировка или ограничения на выпускной Повышение давления линии Тепловое расширение Расход на входе выше расхода на выходе 92 Выявляемое условие ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.20 Утечка Износ Понижение давления Эрозия и противоток или Коррозия накопление газа или Повреждение при ударной нагрузке пожар Вибрация Разрушение при образовании вакуума Превышение температуры Повышение температуры среды Повышение Падение давления газа температуры Понижение температуры КО КОБ а) Подводящий трубопровод КП ДДВН КОБ б) Отводящий трубопровод КП КО ДДВН в) Двунаправленный трубопровод Обозначения 1 к технологическому блоку или отводящему трубопроводу 2 от технологического блока или подводящего трубопровода 3 к технологическому блоку и от него или к двунаправленному трубопроводу и от него границы платформы Рисунок В.15 – Рекомендуемые защитные устройства. Трубопроводы 93 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.11.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.21) T a б л и ц а В.21 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.20) a) ДДВ 1) ДДВ установлен 2) Подводящий трубопровод защищен ДДВ, расположенным на предыдущем элементе по потоку 3) Каждый источник ввода защищен ДДВ, который также защищает отводящий или двунаправленный трубопровод 4) Трубопровод защищен ДДВ, размещенным на параллельном элементе b) ДДН 1) ДДН установлен 2) Подводящий трубопровод защищен ДДН, расположенным на предыдущем элементе по потоку 3) Каждый источник ввода защищен ДДН, который также защищает отводящий или двунаправленный трубопровод 4) Трубопровод защищен ДДН, размещенным на параллельном элементе 5) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента c) КП 1) КП установлен 2) Максимально разрешенное рабочее давление трубопровода выше максимального давления любого источника ввода 3) Каждый источник ввода, имеющий давление выше максимально разрешенного рабочего давления трубопровода, защищен КП, установленным на значение, не превышающее максимально разрешенное рабочее давление трубопровода 4) Отсутствуют источники ввода в трубопровод из технологического процесса платформы 5) Источник (источники) ввода, имеющий давление выше максимально разрешенного рабочего давления трубопровода, снабжены двумя клапанами останова (для скважин одним из клапанов может быть КПХ или КПВ), управляемыми независимыми ДДВ, спроектированными в соответствии с МЭК 61511-1. d) КОБ 1) КОБ установлен 2) Отводящий трубопровод снабжен КО, управляемым ДДН, спроектированным в соответствии с МЭК 61511-1. 94 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.21 3) Каждый источник ввода защищен КОБ, расположенным таким образом, что обеспечивается защита от противотока на всех участков трубопроводов значительной длины. 4) По трубопроводу возможна прокачка в обоих направлениях. e) ДТВ 1) ДТВ установлен. 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров трубопроводов f) ДТН 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров трубопроводов В.11.2.2.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН требуются на отводящем трубопроводе для отключения всех источников подачи. Датчики ДДВ и ДДН не предусматриваются для подводящего трубопровода, который защищен датчиками, установленными на платформе выше по потоку. Двунаправленные трубопроводы должны быть снабжены датчиками ДДВ и ДДН. Защита может быть обеспечена датчиками ДДВ и ДДН расположенными на каждом источнике подачи или на параллельном элементе (петля трубопроводов), если датчики не могут быть отсечены от трубопровода. Во многих случаях ДДН будет не способен определять даже значительные утечки, и поэтому его установка не требуется, если будет подтверждено, что аварийная система отключения (ESS) способна обеспечивает обнаружение пожар и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента. В альтернативные системы обнаружения утечек в трубопроводах входят системы замера и анализа расхода на входе и выходе. Обычно каждый источник ввода трубопровода защищен КП, который также защищает трубопровод. КП не требуется, если: - максимально допустимое рабочее давление трубопровода выше максимального давления любого источника ввода; - каждый источник ввода с давлением выше максимально допустимого рабочего давления трубопровода защищен КП, установленным на значение, не превышающее максимально допустимое рабочее давление трубопровода; - источником ввода является скважина (-ы) с давлением выше максимально допустимого рабочего давления трубопровода, оборудованная двумя КО (одним из которых может быть КПХ), управляемыми независимыми датчиками ДДВ с отдельными реле и чувствительными элементами. Использование двух КО вместо КП необходимо применять с осторожностью после тщательного 95 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) рассмотрения других альтернативных вариантов. В некоторых случаях установка КП в дополнение к двум КО может быть желательной даже в местах, не имеющих системы дренажа. В.11.2.2.2 Обратный клапан (КОБ) Установка КОБ предусматривается на подводящем трубопроводе для минимизации противотока при утечке или разрыве элемента на платформе. Если подводящий трубопровод соединяется только с отводящим трубопроводом, то КОБ на отводящем трубопроводе также защищает подводящий трубопровод. КОБ может не устанавливаться на отводящем трубопроводе, если все источники ввода оборудованы КОБ, расположение которых обеспечивает отсутствие не защищенных от противотока участков технологических трубопроводов значительной длины. КОБ не может быть установлен на двунаправленные трубопроводы. В.11.2.2.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Защитные устройства температуры требуются только, если температура жидкости при условиях отказа может повлечь превышение проектных параметров трубопровода. Понижение температуры может быть вызвано падением давления газа или активным охлаждением. Повышение температуры может быть вызвано параметрами среды или активным нагревом. В.11.3 Расположение защитных устройств В.11.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) Датчики ДДВ и ДДН должны быть расположены ниже по потоку, чем любой источник ввода на платформе и выше отводящего трубопровода. Если требуется КП, он должен быть расположен ниже по потоку, чем все источники ввода, исключая возможность отсечения от источников ввода. В.11.3.2 Обратный клапан (КОБ) Подводящие трубопроводы к технологическому процессу платформы должны иметь КОБ, расположенный непосредственно перед входом в технологический процесс. КОБ на отводящем трубопроводе должен быть расположен максимально ниже по потоку, но выше отсечной задвижки. В.11.3.3 Защитные устройства температуры (ДТВ и ДТН) Датчики ДТВ и ДТН, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзу для легкого снятия и проведения испытаний. Термопарогильза должна быть расположена в легкодоступном месте, и быть постоянно погруженной в обрабатываемую жидкую среду. В.11.3.4 Устройства останова (КО) Для минимизации части трубопровода, подверженной влиянию опасных факторов платформы, необходимо устанавливать на нем клапаны останова. Все КО должны активироваться системой аварийного останова (АО), пневматической установкой пожарной сигнализации или 96 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) датчиками на любых расположенных ниже по потоку элементах, через которые проходит поток трубопровода. КО на трубопроводе, подающем в отводящий трубопровод, должен активироваться датчиками ДДВ и ДДН отводящего трубопровода, системой аварийного останова (АО) и пневматической установкой пожарной сигнализации. Двунаправленные трубопроводы должны быть оснащены КО на каждом окончании на платформе. В.12 Теплообменники В.12.1 Описание Теплообменники служат для передачи тепловой энергии между изолированными потоками. На рисунке В.16. представлены рекомендуемые защитные устройства для типовых теплообменников. Данный раздел не распространяется на теплообменники с первичным тепловым источником, например, теплообменники отработанных газов турбины, которые должны рассматриваться согласно В.8. Данный раздел может применяться для анализа обогревательных или охлаждающих змеевиков, погруженных в резервуары, но собственно резервуары должны рассматриваться в соответствии с В.6 или В.7. Данный раздел может также применяться для анализа теплообменников, использующих воздух для охлаждения или обогрева углеводородов, при этом следует рассматривать только раздел по углеводородам. В.12.2 Анализ безопасности В.12.2.1 Таблица анализа безопасности (SAT) В таблице В.22 представлена SAT для теплообменников. Инцидентами, которые могут воздействовать на теплообменник, являются превышение давления, недопустимое понижение давления, утечка и превышение температуры. Обозначения КП 1 Ввод теплоносителя 2 Ввод технологической среды ДДВН 3 Теплообменник 4 Вывод технологической среды КП 5 Вывод теплоносителя ДДВН Рисунок В.16 – Рекомендуемые защитные устройства. Теплообменники (кожухотрубные) 97 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а В.22 – Таблица анализа безопасности (SAT) - Теплообменники Инциденты Причина Превышение давления Выявляемое условие Блокировка или ограничения на выпускной линии Повышение давления Утечка в трубе Парообразование Тепловое расширение Расход на входе выше расхода на выходе Утечка Износ Понижение давления Эрозия и противоток или Коррозия накопление газа или Повреждение при ударной нагрузке пожар Вибрация Разрушение при образовании вакуума Недопустимое понижение Расход на выходе выше расхода на входе давления Понижение давления Тепловое сжатие Открытая выпускная линия Отказ системы управления давлением Превышение Повышение температуры среды Повышение температуры Падение давления газа температуры Понижение температуры В.12.2.2 Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) (см. таблицу В.23) Taблица В.23 – Контрольный перечень процесса анализа безопасности (SAC) Теплообменники № Устройство SAC SAFE (см. Контрольный перечень таблицу В.22) a) ДДВ 1) ДДВ установлен 2) Источник ввода в секцию теплообменника не может создать давление выше рабочего давления в данной секции 3) Каждый источник ввода защищен ДДВ, который также защищает секцию теплообменника 4) На элементе ниже по потоку установлен ДДВ, который не может быть отсечен от теплообменника отсечным или регулирующим клапанами b) ДДН 1) ДДН установлен 2) Минимальным рабочим давлением является атмосферное давление 98 - ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы В.23 3) На другом элементе установлен ДДН, который обеспечивает защиту теплообменника и не может быть отсечен от теплообменника во время его эксплуатации 4) Аварийная вспомогательная система (ESS) обеспечивает обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизирует возможность эскалации инцидента c) КП 1) КП установлен а 2) Каждый источник ввода защищен КП, установленным на значение, не превышающее рабочее давление секции теплообменника, и на секции теплообменника также установлен КП для противопожарной защиты и тепловой разгрузки 3) Каждый источник ввода защищен КП, который не может быть отсечен от секции теплообменника и установлен на значение, не превышающее рабочее давление секции теплообменника 4) КП на оборудовании ниже по потоку соответствуют требованиям по сбросу давления секции теплообменника и не могут быть отсечены от нее 5) См. примечание 6) Источник ввода в секцию теплообменника не может создать давление выше рабочего давления в данной секции, и в данной секции не может возникнуть превышения давления из-за температуры или давления в другой секции теплообменника 7) Источник ввода в секцию теплообменника не может создать давление выше рабочего давления в данной секции, и в данной секции установлен КП для противопожарной защиты и тепловой разгрузки. d) ДТВ 1) ДТВ установлен. 2) Температура среды не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов e) ДТН 1) ДТН установлен. 2) Падение давления газа не приводит к превышению проектных параметров технологических трубопроводов П р и м е ч а н и е – Этот вариант был удален из начального перечня в API RP 14C (8) при публикации второго издания. Порядок нумерации сохранен для удобного сравнения таблиц SAFE. a В некоторых теплообменниках защита от превышения давления требует применения быстродействующих разрушающихся мембран, а не клапанов сброса давления. Для обеспечения эффективности данные устройства должны размещаться вблизи оборудования. 99 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В.12.2.2.1 Защитные устройства давления (PSH, ДДН и КП) При анализе защитных устройств давления теплообменников необходимо рассматривать обе секции отдельно (секции приема и подвода тепла), поскольку каждая секция может иметь различный проект и требования к рабочему давлению. Секция теплообменника, принимающая среду из источника, который может вызвать превышение давления, должна быть защищена ДДВ для останова подачи от источника в данную секцию теплообменника. Также секция теплообменника, в которой превышение давления может возникнуть вследствие разрыва или утечки в другой секции теплообменника, должна быть защищена ДДВ для останова подачи источника превышения давления в данную секцию. ДДВ для секции теплообменника не требуется, если ДДВ на других технологических элементах выше по потоку будет определять давление в секции теплообменника и отключать подачу в теплообменник, или если расположенный ниже по потоку ДДВ будет определять давление в секции теплообменника и не может быть отсечен. Также ДДВ для секции теплообменника не требуется, если рабочее давление этой секции выше, чем возможное давление любого источника ввода в эту секцию. Секция теплообменника, содержащая углеводороды, должна быть оборудована ДДН для останова подачи в теплообменник при возникновении утечек, которые могут привести к падению давления, исключая вариант, когда датчики ДДН на других элементах обеспечивают необходимую защиту и не могут быть отсечены от секции теплообменника при ее эксплуатации. Не требуется установка ДДН, если секция теплообменника обычно эксплуатируется при атмосферном давлении или давление при эксплуатации часто меняется на атмосферное. В этом случае сложность устройств блокировки эксплуатационных для режимах предотвращения может отсечения значительно теплообменника нарушить в эффективность данных защиты, обеспечиваемую ДДН. Во многих случаях ДДН не будет способен определить серьезные утечки, поэтому его установка не требуется, если будет подтверждено, что ESS способна обеспечить обнаружение пожара и накопления газа, а также минимизировать возможность эскалации инцидента. Секция теплообменника должна быть обеспечена КП достаточной пропускной способности для сброса максимального расхода на входе. Установка КП для секции теплообменника не требуется, если КП на других технологических элементах обеспечивают требования по сбросу, выполняют сброс при рабочем давлении секции теплообменника или ниже этого давления, при этом эти клапаны не могут быть отсечены от секции при ее эксплуатации. Если такие КП установлены на элементах ниже по потоку, они не должны отсекаться от секции теплообменника в любое время. Также установка КП для секции теплообменника не требуется, если рабочее 100 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) давление этой секции превышает возможное давление любого источника ввода на эту секцию. Более того, если КП на других элементах обеспечивают необходимую защиту при эксплуатации секции теплообменника, но могут быть отсечены от нее при закрытой секции теплообменника, следует установить КП в секции теплообменника для сброса давления, обусловленного тепловым расширением или пожаром. В.12.2.2.2 Защитное устройство температуры (ДТВ) В общем случае ДТВ не требуется в теплообменнике, так как секции обычно рассчитаны на максимальную температуру теплоносителя. В.12.3 Расположение защитных устройств В.12.3.1 Защитные устройства давления (ДДВ, ДДН и КП) ДДВ, ДДН и КП должны быть расположены для определения и сброса давления в каждой секции теплообменника. Такие устройства могут быть расположены на впускной или выпускной линии, если падение давления от секции теплообменника до чувствительного элемента незначительное и устройства не могут быть отсечены от секции теплообменника. Следует отметить, что если КП расположен на расстоянии от секции низкого давления теплообменника, тогда, если корпус наполнен жидкостью (несжимаемой средой), повышение давления может произойти в корпусе низкого давления до срабатывания удаленного КП. Временная задержка в реагировании по причине удаленного расположения устройств защиты от превышения давления должна быть рассмотрена и оценена в ходе анализа безопасности. В.12.3.2 Защитное устройство температуры (ДТВ и ДТН) Датчики ДТВ и ДТН, исключая плавкие и контактные, должны быть установлены в термопарогильзу для легкого снятия и проведения испытаний. Термопарогильза должна быть расположена в легкодоступном месте, и быть постоянно погруженной в обрабатываемую жидкую среду. 101 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение C (справочное) Примеры схем анализа безопасности и схем функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) С.1 Общие положения Рисунок С.1 изображает формат функциональной оценки анализа безопасности. На рисунке С.2 приведен пример технологического процесса на платформе (только с целью. пояснения). На рисунке С.3 представлены заполненные схемы SAFE для элементов технологического процесса, отображенных на рисунке С.2. Каждый элемент технологического процесса включен в схему SAFE вместе с рекомендованными устройствами безопасности, определенными на основе анализа индивидуальных элементов (см. приложение B). Перечислены все функции останова и безопасности. Для каждого защитного устройства на схеме SAFE должна быть указана специальная функция (функции) останова и (или) безопасности или приведена ссылка на SAC (см. приложение В). Также предусмотрены положения по документированию альтернативных или запасных защитных устройств, используемых вместо рекомендованных защитных устройств. С.2 Горелка с естественной тягой на резервуаре высокого давления подогревателя-деэмульгатора С.2.1 Общие положения Для анализа данной схемы необходимо рассмотреть требования В.6 (приложение В) для резервуара высокого давления и В.8 (приложение В) для элемента с огневым обогревом. Необходимо составить простую схему со всеми необходимыми защитными устройствами в соответствии с В.6 и В.8 (приложение В) (см. рисунок С.4). Предполагается, что для обозначений элементов (см. таблицу A.1 (Приложение А) как для резервуара, так и для элемента с огневым обогревом принят одинаковый идентификатор элемента (например, XXX-2000, YYY-2000). Необходимо проанализировать рисунок С.4, используя В.6 и В.8 (приложение В) в качестве руководства. С.2.2 Пояснение В понимании анализа, выполненного по указанному примеру, и соответствующей схемы SAFE помогут следующие пункты: 102 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) - ДДН на линии подачи топлива не требуется на горелке с естественной тягой по причине низкого давления воздуха на входе; - нельзя убрать ДУН, поскольку огневая труба подвержена воздействию опасных факторов; - учитывая проект внутренней части резервуара, требуется дополнительный ДУН (ДУН 2). Рассчитанный объем утечки газа через регулирующий клапан уровня превысил пропускную способность элемента ниже по потоку. Для защиты элемента, расположенного ниже по потоку, были добавлены ДУН 2 и КО; - установка КОБ 3 не требуется, так как регулятор эффективно минимизирует противоток; - не требуется установка двух датчиков ДТВ для сред в резервуаре, т.е. одного для резервуара и другого для обогреваемого элемента. Один ДТВ обеспечивает достаточную защиту и устанавливается в секции резервуара с жидкостью; - на рисунке С.5 показан подогреватель после анализа. Защитные устройства, которые были убраны, показаны заштрихованными кругами. На рисунке С.6 представлена схема SAFE, соответствующая рисунку С.5. 103 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.1 – Схема функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) 104 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.2, лист 1 – Пример технологической схемы платформы 105 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.2, лист 2 106 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Обозначения 1 линия газлифта 23 топливный газ 2 эксплуатационный коллектор НД, МРД - 9,6 MПa 24 гликолевый уравнительный резервуар, МРД - 0,1 MПa 3 эксплуатационный сепаратор НД, МРД - 3,34MПa 25 теплообменник, МРД - 0,1 MПa 4 газосепаратор топлива и КИП, МРД - 0,84MПa 26 абсорбер, MWP - 9,6 MПa 5 к системам КИП и топлива 27 каплеуловитель 6 компрессорный цех 28 отстойник 7 входной газосепаратор, МРД - 0,84 MПa 29 насос дренажной емкости 8 компрессор 30 газоочиститель ВД, МРД - 9,6 MПa 9 промежуточный сепаратор, МРД - 3,34 MПa 31 сливное устройство 10 испытательный сепаратор НД, МРД - 3,34 MПa 32 резервуар-шлакоотделитель, МРД - 0,17 MПa 11 испытательный коллектор НД, МРД - 9,6 MПa 33 испытательный сепаратор ВД, МРД – 9,6 MПa 12 теплообменник, МРД - 3,34 MПa 34 испытательный коллектор ВД, МРД – 33,4 MПa 13 подогреватель-деэмульгатор, МРД - 0,5MПa 35 приемный коллектор ВД, МРД – 33,4 MПa 14 элемент с огневым обогревом 36 элемент с огневым обогревом (естественная тяга) 15 газосепаратор факельной установки, МРД – 0,5 37 ввод топлива MПa 16 сепаратор очистки гликоля, МРД - 0,84 MПa 38 подогреватель на трубопроводе (с теплоносителем) 17 экспортный отводящий газопровод, MЭД - 9,6 39 нефтепровод MПa 18 фильтр 40 топливный газ 19 элемент с огневым обогревом (принудительная 41 насос тяга) 20 ребойлер, МРД - 0,1 MПa 42 эксплуатационный сепаратор ВД, МРД – 9,6 MПa 21 блокировочное устройство двигателя 43 резервуар атмосферного давления 22 атмосфера 44 охладитель газа Примечания 1 Отсечные задвижки с ручным управлением не показаны, исключая коллектор. На этом рисунке показаны только клапаны, необходимые для регулирования и останова. 2 Заштрихованные знаки обозначают устройства, указанные в SAT и исключенные в соответствии с 5.3.3.2. Для ясности, заштрихованные символы не показаны на выкидных линиях скважин и коллекторе. 3 Плавкие предохранители установлены в соответствии с руководствами таблицы D.1. 4 Устройства управления операциями не показываются, если не влияют на анализ безопасности. Рисунок С.2, лист 3 107 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 1 – Пример схемы функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) 108 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 2 109 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 3 110 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 4 111 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 5 112 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.3, лист 6 113 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) КОБ Н КП ДДВН ДТВ ДУВ ДДВ ДУН ДТВ УКП ДДН КОБ КОБ КО РАЗДЕЛ РАЗДЕЛ Обозначения 1 ввод 6 вывод воды 2 вывод газа 7 пламегаситель 3 искрогаситель 8 элемент с огневым обогревом (естественная тяга) 4 вывод нефти 9 топливный газ 5 подогреватель-деэмульгатор, МДРД 100 кПа при 93 °C Рисунок С.4 – упрощенная схема, показывающая необходимые защитные устройства КОБ КП ДДВН ДТВ ДУВ ДДВ ДУН ДТВ ДУН УКП ДДН ИПТ КОБ КО КО КОБ РАЗДЕЛ РАЗДЕЛ Обозначения 1 ввод 6 вывод воды 2 вывод газа 7 пламегаситель 3 искрогаситель 8 элемент с огневым обогревом (естественная тяга) 4 вывод нефти 9 топливный газ 5 подогреватель-деэмульгатор, МДРД 100 кПа при 93 °C Рисунок С.5 – Защитные устройства подогревателя (см. рисунок С.4) после анализа 114 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Рисунок С.6 – Схема функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) для рисунка С.5 115 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение D (справочное) Вспомогательные системы D.1 Общее описание Системы ESS и другие вспомогательные системы обеспечивают методы выполнения специальных защитных функций, являющиеся общими для всей платформы. Система ESS включает систему АО, обнаружение пожара, обнаружение газа, систему EDP, системы вентиляции, системы дренажа и отстойников и системы КПС. Эти важные системы обеспечивают уровень защиты сооружения за счет активации функций отсечения или реагирования для минимизации последствий утечки углеводородов. Для обеспечения изоляции элемента технологического процесса и безопасной утилизации содержащихся в нем веществ при условиях ЧС, ESS должна работать независимо от системы обеспечения безопасности технологического процесса для пуска конечных элементов. Например, ESS должна обеспечить подачу воздуха на КО, отключить напряжение на стартерах электродвигателей и, если необходимо, утилизировать вещества в безопасных местах. Другие вспомогательные системы включают пневматические и гидравлические системы, системы сброса газа в атмосферу, системы дренажа утечек или разливов и прочие системы обслуживания, которые могут повысить безопасность платформы. Пневматические и гидравлические системы обеспечивают управляющие среды для системы безопасности. Системы сброса газа в атмосферу обеспечивают средства для выполнения этой процедуры в безопасном контролируемом режиме. D.2 Аварийные вспомогательные системы (ESS) D.2.1 Система аварийного останова (АО) D.2.1.1 Цель Система АО является системой станций ручного управления, расположенных в стратегических местах платформы, и в случае срабатывания система активирует останов всех скважин и прочих элементов технологического процесса. Система АО также может активировать EDP через систему сброса газа в атмосферу (см. D.5). Система АО также может срабатывать автоматически, когда условия технологического процесса указывают на отказ управления, требующий АО, например, понижение давления воздуха, повышение уровня жидкости в факельной системе. Система может включать ряд независимых систем останова технологического процесса, которые также могут быть приведены в действие независимо. Срабатывание системы АО должно привести к останову технологического процесса платформы, включая закрытие всех 116 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) КО на трубопроводах. Система АО должна быть спроектирована для обеспечения беспрерывной работы станций по выработке электроэнергии и противопожарных систем, если это необходимо при чрезвычайной ситуации. Система АО обеспечивает средства для персонала для активации останова платформы вручную при выявлении аварийной ситуации. Плавкие элементы пневматической установки пожарной сигнализации, иные средства обнаружения пожара или газа и определенные устройства защиты технологического процесса могут быть объединены с системой АО. D.2.1.2 Станции останова Станции для активации системы АО вручную для полного останова платформы должны располагаться: a) на вертолетных площадках; b) на лестничных площадках каждого уровня платформы; c) на площадках посадки в шлюпки; d) в центре или каждом конце моста, соединяющего две платформы; e) площадках, с которых осуществляется покидание платформы при ЧС; f) возле пульта бурового мастера при выполнении буровых работ и ремонта скважин; g) возле главных выходов жилых отсеков; h) в диспетчерской; i) в других местах, если надо обеспечить доступ к станциям на всех участках платформы; j) возле устьев скважин, при проведении на платформе внутрискважинных работ; k) возле подводящих и отводящих трубопроводов. Станции АО должны быть удобно расположены и защищены от случайной активации. Станции АО должны быть идентифицированы по функциям останова, и положение останова должно быть четко обозначено. Клапаны АО должны быть быстродействующими и не иметь ограничений, чтобы обеспечить быструю активацию системы останова. Электрические станции АО должны быть подключены таким образом, чтобы при потере питания выполнялся останов, или был обеспечен контроль над схемой. Учитывая ключевую роль системы АО в системе останова платформы, все элементы АО должны быть высокого качества, стойкими к коррозии. На станциях АО у площадок посадки в шлюпки можно применять шлейф из синтетических материалов вместо клапанов или электрических выключателей. D.2.2 Системы обнаружения пожара D.2.2.1 Цель Необходимо обеспечить метод автоматического обнаружения пожара на морской платформе для раннего реагирования. Пневматические системы с плавкими элементами или различные 117 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) электрические средства обнаружения пожара, включая извещатели пламени (ИПП), дыма (ИПД) или датчики температуры (ДТВ), должны устанавливаться во всех опасных зонах и во всех помещениях постоянного или временного ночлега персонала. Система должна соответствовать стратегии FES, как указано в ИСО 13702. Типовые схемы для простых установок описаны в подпунктах ниже. D.2.2.2 Пневматические системы с плавкими элементами Надежным и широко применяемым методом обнаружения пожара является пневматическая линия, содержащая расположенные в стратегических местах плавкие элементы. Эта система должна обеспечить подачу сигналов на останов технологического процесса, исключая оборудование, необходимое для борьбы с пожаром. Плавкими элементами обычно являются металлические предохранители, плавящиеся при определенной температуре, или секция плавких синтетических трубок. D.2.2.3 Электрические системы обнаружения пожара Дополнительно к пневматической системе с плавкими элементами на морских добычных установках обычно используются различные электрические устройства обнаружения пожара (датчики пламени, тепла или дыма). Эти устройства применяются для активации системы сигнализации, операций по отсечению или активации систем пожаротушения (например, использующих CO2, воду). D.2.2.4 Установка и эксплуатация Все электрические устройства обнаружения пожара должны быть одобрены испытательной лабораторией, признанной на национальном уровне, и установлены в соответствии с рекомендациями производителя. Электрические устройства обнаружения пожара должны работать не менее 8 часов при отказе основного источника энергоснабжения платформы или как указано в стратегии FES, разработанной в соответствии с ИСО 13702. Установка и эксплуатация системы обнаружения пожара должны соответствовать защищаемому помещению. Системы обнаружения пожара должны устанавливаться на технологическом оборудовании, в закрытых опасных зонах и закрытых неопасных зонах, как указано ниже: a) Технологическое оборудование. В таблице D.1 представлено руководство по установке плавких предохранителей на простых объектах. Когда вместо плавких предохранителей используются плавкие трубы или иные устройства (например, ультрафиолетовые датчики пламени, инфракрасные датчики и т.д.), необходимо обеспечить площадь покрытия не менее указанной в таблице D.1. Плавкие элементы могут устанавливаться на различных пневматических линиях системы безопасности, если подаваемый сигнал активирует необходимые функции 118 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) останова. Плавкие элементы не должны устанавливаться на линии подачи горючего газа, который будет продолжать распространяться после останова. b) Закрытые опасные зоны. Закрытые опасные зоны должны быть оборудованы устройствами обнаружения пожара (пламени, тепла или дыма), которые автоматически отключают источники углеводородов, обуславливающие классификацию зоны как опасной. В этих зонах допустимо применение систем с плавкими предохранителями с использованием горючего или негорючего газа. c) Закрытые безопасные зоны. Все помещения постоянного или временного ночлега персонала должны быть оборудованы датчиками дыма, которые активируют звуковую сигнализацию. Помещения с источниками тепла (например, водоподогреватели, сушилки белья, кухонные плиты, духовки, электрические подогреватели и т.д.) должны быть оборудованы датчики дыма и/или скорости повышения температуры, которые активируют звуковую сигнализацию. Не следует применять систему плавких предохранителей с использованием горючего газа для обнаружения пожара в помещениях постоянного или временного ночлега персонала (даже если помещение является опасным из-за близкого расположения к источнику углеводородов). T a б л и ц а D.1 – Руководство по установке плавких предохранителей Элемент Устья скважин Коллекторы Сосуды под давлением - вертикальные Размещение плавких предохранителей Один на устье скважины а Один на каждые 3 м длины коллектора а Один на каждые 0,3 м НД, максимум 5 а) при НД менее 1,2 м – 1 на каждые 1,5 м высоты б) при НД более 1,2 м – 2 на каждые 1,5 м длины в два параллельных ряда Сосуды атмосферного По одному на каждый ввод, вывод и крышку давления Сосуды с огневым и См. сосуды под давлением. Дополнительно 1 с газовым обогревом внешней стороны пламегасителя для сосудов с огневым обогревом Теплообменники Один на каждый вывод теплообменника (кожухотрубные) Насосы: - поршневые Один над уплотнением штока - центробежные Один над каждым сальником Компрессоры: - поршневые Один на каждый цилиндр b - центробежные Один над корпусом компрессора - горизонтальные Минимальное число предохранителей 2 1 2 4 - 2 - 119 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы D.1 Двигатели: с Один над каждым карбюратором или инжекционным электрозажиганием топливным клапаном - дизельные - газовых турбин Подводящие, отводящие трубопроводы, выкидные линии скважин и райзеры Один на инжекторы насоса b Один на каждый топливный соленоид, управляющий клапан и насос c приводом от вала отбора мощности Один на каждый клапан останова / отсечения и каждую площадь, подверженную пожару пролива - П р и м е ч а н и е – Если вместо плавких предохранителей используются плавкие трубы или иные устройства (например, ультрафиолетовые датчики пламени, инфракрасные датчики и т.д.), необходимо обеспечить площадь покрытия не менее указанной выше. а Неприменимо к подводным устьям скважин или коллекторам. b Или эквивалентная площадь покрытия. D.2.3 Системы обнаружения горючего газа Должны быть предусмотрены системы обнаружения горючего газа в соответствии с ИСО 13702. D.2.4 Вентиляция Должна быть предусмотрена соответствующая вентиляция в соответствии с ИСО 13702. D.2.5 Системы дренажа Должны быть предусмотрены системы дренажа в соответствии с ИСО 13702. D.2.6 Отстойники Отстойники должны соответствовать ИСО 13702. D.2.7 Аварийный сброс давления (EDP) Если предусмотрено проектом, система аварийного сброса давления должна соответствовать ИСО 13702. D.3 Пневматические и гидравлические системы Пневматические и гидравлические системы обеспечения должны соответствовать ИСО 13702. D.4 Специальные требования по определению уровней полноты безопасности для аварийных вспомогательных систем D.4.1 Цель Система ESS используется как защита от сброса давления, и поэтому необходимо определить стандарты качества работы системы. На установках с пребыванием персонала системы АО, обнаружения пожара и газа, как правило, выполняют функции безопасности, и их проект 120 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) должен обеспечивать выполнение функциональных требований, определенных в FES в соответствии с ИСО 13702. D.4.2 Функции ESS Основная функция ESS заключается в отделении элемента технологического процесса от сосудов и трубопроводов. Для выполнения этой функции необходимо определить требования к уровню полноты, которые станут частью спецификаций для используемых систем. ESS может быть использована для выполнения дополнительных функций, включая: - вторичная изоляция для разделения секций объекта; - активация аварийного сброса давления; - отсечение электрического оборудования для предотвращения дальнейшего пожара в электрических сетях; - активация останова вентиляционной системы для минимизации распространения дыма или горючего газа; - активация отсечения электрического оборудования и других потенциальных источников зажигания при обнаружении горючего газа для минимизации риска пожара; - активация активных противопожарных систем, если они предусмотрены для контроля и подавления пожаров углеводородов; - подача сигнала о сборе персонала. Необходимо рассмотреть важность дополнительных функций. Если анализ подтвердит их необходимость, следует определить требуемый уровень полноты безопасности для этих функций. Следует отметить, что после включения дополнительных функций в перечень функций, для которых необходимо определить уровни полноты безопасности, существенно осложнится проектирование систем и подтверждение их соответствия требованиям по полноте безопасности. D.4.3 Общий подход Независимо от принятого подхода к проектированию следует оценить важность функций по защите и обнаружению пожара и газ для обеспечения надежного выполнения системами предназначенных функций. Методики, применяемые для такой оценки, должны быть: - систематическими, - проверяемыми, - обеспечивающими последовательные результаты - учитывающими опасности на участках обнаружения. Более того, проект системы, техническое обслуживание и испытания должны учитывать результаты определения уровня полноты безопасности. 121 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Общий подход к определению уровня полноты безопасности систем обнаружения пожара и газа должен включать следующие действия: a) Провести системный анализ для определения опасностей и последствий, которые могут произойти на участках и видах работ, а также с материалами, которые применяются или встречаются в них. b) Разработать FES для описания управления случайными рисками путем обеспечения соответствующих мер, направленных на смягчение последствий при нарушении герметичности. В рамках разработки FES определить задачи, полноту и важность мер по снижению рисков, таких как система обнаружения пожара и газа. Более детальная информация изложена в ИСО 13702. c) Если система ESS используется для снижения риска, или как часть стратегии FES, или в качестве основной или вторичной защиты элементов технологического процесса, требуется выполнить оценку каждой функции системы ESS по снижению риска в соответствии с D.4.4. В оценке необходимо рассмотреть всю систему, включающую средства обнаружения, логические управляющие устройства и средства, обеспечивающие снижение риска, и определить требуемую полноту для всей системы ESS в рамках обеспечения безопасности персонала, сооружения и окружающей среды; d) Разработать ESS для обеспечения уровня полноты безопасности, определенного в ходе оценки, учитывая надежность системы после подачи активирующего сигнала на контрольноизмерительные приборы. e) Разработать программу технического обслуживания, испытаний и проверок для обеспечения требуемой надежности в ходе эксплуатации. f) Проводить мониторинг результатов проверок и испытаний и осуществлять корректировку, если необходимо. D.4.4 Определение требований к полноте безопасности D.4.4.1 Общие требования Проведение оценки, приведенной в перечислении с) D.4.3, может быть выполнено несколькими способами. Признанными методами оценки риска являются количественная оценка риска, анализ по уровням защиты, матрицы риска и графы риска. Общие рекомендации по использованию этих методов приведены в МЭК 61511-1. Более подробные рекомендации по применению некоторых методов представлены в D.4.4.2 - D.4.4.4. D.4.4.2 Использование матриц риска, описанных в МЭК 61511-1 При определении требований к полноте безопасности необходимо понимать, что при определении эффекта последствий следует учитывать только нарастающие последствия, т.е. увеличение негативного эффекта при отказе функции по сравнению с выполнением этой функции. 122 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Это можно выполнить, оценив сначала последствия отказа датчика и невыполнения назначенной функции, и затем сравнив их со штатной работой датчика и выполнением назначенной функции. Оценив, что для системы (или части системы) обнаружения пожара и газа требуется определенный уровень полноты безопасноти, необходимо спроектировать функцию защиты для данного уровня, используя методы, рассмотренные в МЭК 61511-1. Более того, если в функциях используется программируемая технология, следует применять соответствующий порядок проектирования программного обеспечения в соответствии с МЭК 61511-1. При определении уровня полноты безопасности систем обнаружения пожара и газа и аварийного останова необходимо учитывать следующее: - вероятно, что ряд опасных событий могут возникать в любом помещении, и каждое событие может приводить к различным последствиям; - обычно любое помещение контролируется несколькими датчиками; - последствия события являются функцией скорости обнаружения, которая в свою очередь зависит от масштаба и места возникновения события; - частичный отказ активации запланированных действий не всегда значительно увеличивает риска для персонала; - персонал может обнаружить событие и активировать необходимые функции раньше, чем сработает система обнаружения (например, срабатывание устройств отсечения на технологических элементах). При использовании графов риска для определения требований к уровню полноты безопасности для системы ESS необходимо учитывать следующее: - опасные события, связанные с пожаром и взрывом, обычно имеют низкую частоту, и графы риска, приведенные в МЭК 61511-1, могут быть дополнены столбцами, отражающими параметры частоты (W). В столбцах могут быть указаны частоты «очень низкая» и «исключительно низкая», а соответствующие уровни полноты безопасности снижены соответственно; - частота опасных событий, связанных с пожаром и взрывом, должна быть определена с учетом отраслевых баз данных, содержащих информацию о частоте утечек, превышающих производительность систем вентиляции по снижению концентрации до безопасной, и вероятности пожара; - может потребоваться разработка дополнительных графов риска для определения требований по снижению риска, связанных с затратами на реконструкцию и снижением добычи вследствие пожара или взрыва. Требования к уровню полноты в случае гибели объекта могут превысить требования к полноте безопасности; 123 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) - опыт определения уровней полноты при помощи графов риска показывает, что наилучшим подходом является формирование группы специалистов, сочетающих знания и практический опыт. В такую группу обычно включаются инженер-технолог, специалисты по пожарам и взрывам, инженер по системам управления и представитель менеджмента по эксплуатации; - необходима проверка графов риска перед использованием. Для проверки обычно требуется разработка более подробных описаний всех использованных параметров. Например, для оценки параметра W группой по определению уровня полноты потребуется указать диапазон частот для каждого столбца. Перед использованием уточненных графов необходимо определить, соответствуют ли критерии приемлемого риска требованиям оператора. D.4.4.3 Определение полноты, требуемой для соответствия требованиям по совокупному риску Определение важности системы ESS может быть произведено следующим образом: a) применяя эффективные методики для обнаружения и оценки опасных событий на объекте; b) проектируя ESS в соответствии с принятой отраслевой практикой и требованиями и рекомендациями стандарта ISO 13702 для обеспечения функций, определенных стратегией FES. В этом подходе анализ опасностей пожара и взрыва является частью управления опасностями в общем процессе проектирования и разработки генплана сооружения; c) определяя показатели эффективности для систем ESS на уровне SIL1 или ниже. В этом подходе намеренно не устанавливаются высокие показатели эффективности для систем обнаружения пожара и газа, отвечающих за снижение рисков безопасности. Несмотря на то, что системы обнаружения пожара и газа выполняют функцию по снижению рисков безопасности, результаты анализа продемонстрировали исключительные сложности в проектировании таких систем и поддержания технического состояния, обеспечивающего высокие показатели по снижению риска. Обычно принимается, что системы обнаружения пожара и газа будут работать в соответствии с проверенной отраслевой практикой, и максимальным показателем эффективности для них определяется уровень SIL1; d) оценивая совокупный риск и определяя, имеются ли дополнительные меры по снижению риска, которые подлежат оценке и внедрению. В общем случае, альтернативные меры являются самыми эффективными для обеспечения необходимого снижения риска. Необходимо проводить комплексный анализ опасностей и всех мер по снижению риска, включая пассивные и активные; e) устанавливая требуемые показатели эффективности, если самым эффективным методом снижения риска является увеличение показателей эффективности (или уровня полноты) отдельных важных функций систем обнаружения пожара и газа. В этом подходе небольшое число функций обнаружения пожара и газа с высокими показателями эффективности может стать 124 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) наиболее экономичным решением для обеспечения необходимого снижения риска в отдельных случаях. Имеется перечень исключений, при которых требуются высокие показатели эффективности для функций, связанных с пожаром и накоплением газа и аварийным остановом, что указано в перечне уровней полноты безопасности, определенных в МЭК 61511-1. Подобные требования могут возникнуть, если анализ опасностей определит наличие специальной крупной опасности, и при этом функции, связанные с пожаром и накоплением газа и аварийным остановом, должны обеспечить значительное снижение риска. Например, критически важной функцией, связанной с пожаром и накоплением газа и аварийным остановом, является защита каналов подачи воздуха во временное убежище; f) внедряя и управляя различными функциями в системе ESS для обеспечения необходимых уровней полноты. D.4.4.4 Определение уровня полноты для защиты объекта Анализируя некоторые сооружения (например, малые сооружения без постоянного пребывания персонала с нерегулярными посещениями) и некоторые зоны всех сооружений (например, под крышкой газовой турбины), можно прийти к заключению, что основной функцией системы обнаружения пожара и газа является защита конструкции и оборудования, а не обеспечение безопасности. В таких случаях, по всей видимости, достаточно предусмотреть системы обнаружения пожара и газа в соответствии с признанной практикой, придерживаясь принципов ИСО 9001 [2]. D.5 Продувка и сброс газа в атмосферу D.5.1 Цель Системы сброса газа в атмосферу обеспечивают средства для направления газа, стравленного из элементов технологического процесса при нормальных условиях (факельная установка, продувочные клапаны) и аварийных условиях (сброс давления), в безопасные места хранения для последующего сброса в атмосферу. В этих местах хранения необходимо предусмотреть разбавление газа воздухом до НКПРП для устранения опасности для сооружения или же безопасное сжигание газа. В альтернативном варианте производится сбор сброшенного при нормальных условиях газа для возврата в технологический процесс. В таких случаях, если необходим сброс давления, обычно устанавливается регулирующий клапан, работающий как продувочный, для направления сброшенного газа на факел. Обычно в дополнение к продувочному клапану предусматривается разрушающаяся мембрана для устранения возможных проблем при отказе клапана или связанных контрольно-измерительных приборов. 125 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) D.5.2 Описание Эти системы устанавливаются на нормальном выводе газа или устройстве сброса давления элемента технологического процесса и направляют газ в определенные безопасные места. Исполнение систем может варьироваться от выходного ниппеля на отдельном КП или регулирующем клапане до трубной обвязки, подсоединенной к выводу нескольких клапанов. Если газ сбрасывается из сосуда под давлением на факел или в вентиляционную систему, необходим газовый сепаратор для отделения жидких углеводородов. D.5.3 Точка сброса Сброс газа в атмосферу может производиться через вертикальную, консольную или подводную трубу. В некоторых случаях точка сброса может быть удалена от платформы. При выборе безопасной точки сброса необходимо учесть следующее: a) безопасность персонала; b) объем сброса; c) расположение относительно прочего оборудования, в частности, сосудов с огневым обогревом или прочих источников зажигания, жилых помещений, систем забора воздуха, путей подлета вертолетов и подхода судов; d) преобладающее направление ветра и, для подводного сброса, преобладающее направление течения. D.5.4 Проектирование Системы сброса газа в атмосферу должны проектироваться в соответствии с [10], [11], [12] и [16], или прочими национальными или признанными на международном уровне стандартами на сосуды под давлением. Проект системы должен обеспечивать, чтобы противодавление, включая силы инерции, возникающие при условиях максимального мгновенного потока, не превышало рабочего давления элемента с минимальным проектным давлением. Возможно использование пламегасителей в вентиляционных системах для смягчения опасности пожара внутри элемента от внешнего источника. Факельным сепаратором должен быть сосуд под давлением, рассчитанный на максимальный возможный расход. При расчетах объемов продувки необходимо учесть возможность гидратообразования, излучение факела. 126 производительность факельной установки и тепловое ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение E (справочное) Система байпасов и сигнализации Е.1 Системы байпасов E.1.1 Общее описание Системы байпасов подразделяются на две категории: автоматические и с ручным управлением. E.1.2 Автоматический байпас Устройства безопасности можно подразделить на следующие четыре класса автоматического байпаса: - Класс A - устройство без автоматического байпаса; - Класс B - устройство, байпас которого выполняется автоматически, когда связанное оборудование отключено (остановлен насос/компрессор, закрыта скважина, и т.д.), в течение определенного периода времени (обычно менее 15 с, но не более 45 с) после пуска / открытия оборудования. Устройства класса B в основном используются вместе с защитными устройствами останова при низком давлении для насосов и компрессоров; - Класс C - устройство, байпас которого выполняется, пока оно не находится в работе. Например, ДУН для пустого сосуда будет байпасироваться, пока уровень не поднимется выше заданного значения ДУН, после чего байпас прекратится, ДУН будет активен и если уровень опустится ниже заданного значения, ДУН сработает; - Класс B/C - устройство, для которого возможно объединить логические схемы класса B и C. Эти устройства используются, чтобы исключить ненужный байпас защитных устройств при пуске и в режиме ожидания, например, схемы обхода классов B/C активируются, когда насос отключен во время обычного режима эксплуатации. Байпас защитного устройства выполняется, пока не активируется схема пуска насоса. Байпас прекращается, когда (a) таймер класса B останавливается после 45 секунд с начала пуска или (b) насос увеличивает давление выше заданного уровня ДДН, и защитное устройство полностью приводится в действие. При полном приведении в действие защитного устройства оно является полностью активным и готовым к отключению. Если защитный датчик должен активировать отключение во время работы насоса, насос будет отключен, и схема байпаса Класса B/C будет неактивной, пока устройства системы безопасности не будут возвращены в исходное состояние. 127 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В рамках настоящего приложения термин «полное приведение в действие» означает время, в течение которое пусковое давление достигнет или превысит заданное давление ДДН, в системе возникнет стабильное «нормальное» давление, и ДДН вернется в исходное состояние. Логические схемы отраслевых стандартов по классам B, C и B/C могут применяться ко всем датчикам ДДН или ДУН, установленным на технологическом оборудовании. Задержка времени не должна превышать 45 с. При задержке времени более 45 с необходимо провести исследование для обоснования необходимости в дополнительном времени с учетом имеющихся рисков. Автоматические байпасы не должны устанавливаться на устройствах, являющихся частью системы вторичной защиты. E.1.3 Байпас с ручным управлением Байпасы с ручным управлением используются для испытаний, технического обслуживания и других целей. В каждом случае установки байпаса защитного устройства вручную необходимо размещать четкую визуальную информацию, или локально на устройстве, или в центральной части. Персонал платформы должен осуществлять мониторинг технологического оборудования, если байпас установлен вручную, исключая случаи, когда оборудование полностью выведено из эксплуатации и отсечено от технологического процесса. Установка любых устройств байпаса вручную на устройствах вторичной защиты для проведения испытаний должна быть разрешена согласно установленной процедуре. Доступ к ним должен быть ограничен (например, посредством замков, охранных систем или иных средств по ограничению доступа). Е.2 Сигнализация Активация защитных устройств (ДДН, ДУН, ДУВ и т.д.) должна сопровождаться сигнализацией для оповещения персонала о произошедшем останове. Сигнализация должна быть как звуковой, так и визуальной. Звуковую сигнализацию следует использовать для оповещения персонала об активации защитного устройства независимо от места нахождения персонала, на платформе или на расстоянии от нее. Как минимум, необходимо общее оповещение для направления персонала к информационным панелям, содержащим подробную информацию. Более детальное звуковое оповещение может быть выполнено по решению оператора, при этом нужно соблюдать осторожность, чтобы не привести в замешательство персонал на платформе многими сообщениями в момент отключения. Если на объекте имеется центральное помещение для реагирования на срабатывание защитных устройств (например, диспетчерская), которое работает круглосуточно, то возможно подача звуковой и визуальной сигнализации только в этом помещении. 128 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Зоны с высоким уровнем шума должны быть оснащены импульсными лампами или радиомаяками вместо звуковой сигнализации. Необходимо обеспечить возможность определения по визуальной сигнализации сработавших защитных устройств, а также устройства, сработавшего первым после приведения системы в исходное состояние. Рекомендуется использовать принятую в отраслевых стандартах схему «по порядку поступления». Зависимость от сроков регистрации времени сигнала из-за частоты сканирования системы может привести к регистрации нескольких сигналов с одинаковым временем, хотя лишь один из них будет истинным «по порядку поступления». Определение сигнала «по порядку поступления» может быть критически важным при анализе основной причины отказа. 129 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение F (справочное) Токсичные газы F.1 Общее описание В настоящем приложении представлены руководящие принципы и методы обращения с сернистой продукцией (например, продукцией с содержанием сероводорода) на морских платформах. В приложении содержится описание общих критериев, датчиков токсичных газов и систем сброса в атмосферу. Эти системы и процедуры являются важными и обеспечивают минимально допустимый уровень защиты сооружения и персонала путем активации функций отключения или реагирования для минимизации последствий выброса токсичных газов. Дополнительно к нижеследующим рекомендациям необходимо рассматривать стандарт [9]. Добыча жидких или газообразных углеводородов со значительной концентрацией сероводорода (H2S) может быть опасна для персонала и может привести к отказу оборудования. Наличие H2S также создает возможность воздействия на человека диоксида серы (SO2), который возникает в результате сжигания H2S. Датчики H2S или альтернативная система обнаружения должны быть установлены на морских сооружениях, где при переработке и обращении с газами и/или жидкостями существует возможность образования газовой смеси с концентрацией H2S, превышающей 50•10−6, в частности, в закрытых или недостаточно вентилируемых помещениях. Данные системы предназначены для обнаружения выбросов, представляющих угрозу отравления персонала. Средства мониторинга SO2 следует использовать, когда работа факельной установки может привести к воздействию на персонал SO2 с концентраций 2 мл/м3 или более. Средства мониторинга SO2 должны определять момент увеличения концентрации до 2 мл/м3. Датчики углеводородов могут применяться для мониторинга концентраций токсичных газов с момента превышения заданной концентрации газа, предотвращая превышение максимального уровня воздействия токсичного газа. Если опасность, связанная с токсичными газами, возникает при концентрации газов ниже взрывоопасных, необходима специальная система обнаружения токсичных газов. Максимальный уровень воздействия SO2 на персонал значительно ниже, чем для H2S, однако, летальная концентрация H2S значительно ниже, чем для SO2, как указано в следующей таблице. 130 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) T a б л и ц а F.1 – Критерии оценки воздействия диоксида серы и сероводорода Газ Период осреднения Максимальный уровень воздействия, мг•м-3 Нормы Всемирной организации здоровья (1997), µг•м-3 500 125 Летальная концентрация, 1•10−6 10 мин 24 ч Максимальный срок (осреднение по времени) 10 Максимальный срок (краткосрочное 4 673 воздействие) LC50a H2S 24 ч 150 Максимальный срок (осреднение по времени) 14 Максимальный срок (краткосрочное 21 воздействие) LC50a 1 817 Отраслевая практика b 700 a LC50 - летальная концентрация с 50 % смертностью после воздействия в 5 мин. b В отраслевой практике признается, что смертельный случай при воздействии H2S может произойти в широком диапазоне концентраций, но при краткосрочном воздействии концентрации от 500 до 1000 мл/м3 уровень смертности является значительным. SO2 Накопление токсичных газов или паров наиболее вероятно в замкнутых или недостаточно вентилируемых помещениях, содержащих источник H2S. Методами повышения безопасности и минимизации воздействия на персонал являются усовершенствование вентиляции и установка систем ДГТ. Персонал должен быть предупрежден звуковыми и визуальными сигналами системы ДГТ в зависимости от помещения или зоны об обнаружении низких концентраций токсичных газов. Эти системы могут также активировать действия для увеличения вентиляции и перекрытия источника газа. В ходе работ по разведке и добыче токсичные газы обычно присутствуют в составе углеводородных газов и паров, которые являются горючими. Поэтому датчики горючих газов (ДГ) должны быть предусмотрены для предотвращения достижения НКПРП. Источники зажигания должны быть устранены, исполнение электрических установок должно соответствовать [7]. Необходимо осуществлять тщательный контроль, если материалы подвержены воздействию сернистых сред. Многие материалы могут внезапно разрушаться в результате охрупчивания, известного как сульфидное растрескивание под напряжением, которое увеличивается при повышении прочности и напряжения растяжении (остаточного или приложенного). Твердость материала часто является косвенной характеристикой прочности и иногда принимается в качестве ограничивающего фактора. Отказ отдельных элементов добычи и подготовки газа, эксплуатируемых в условиях сульфидного растрескивания под напряжением, может повлечь неконтролируемый выброс H2S в атмосферу. Руководства по выбору оборудования и материалов, 131 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) стойких к сульфидному растрескиванию под напряжением и коррозии, представлены в [3], [4] и [5]. Уровень полноты безопасности для систем обнаружения токсичного газа должен определяться в соответствии с подходом, описанным в D.4 (приложение D). F.2 Установка, эксплуатация и испытания стационарных систем обнаружения Решения по установке и расположению стационарных датчиков сероводорода включают рассмотрение многих переменных величин, включая концентрацию токсичного газа в технологическом процессе, удельный вес газовой смеси, давление в технологическом процессе, атмосферные условия, вентиляцию, расположение оборудования, покрытие палуб (сплошное или решетчатое) и преобладающее направление ветра. Детальный анализ проекта, который может включать моделирование рассеивания, должен выполняться для определения потребности в системах датчиков и их расположения. На отдельно взятом сооружении вероятность наличия H2S в воздухе изменяется для различных зон. Зоны сооружения могут классифицироваться по риску возникновения H 2S, как указано ниже. a) Категория 0: Зоны, где в воздухе может присутствовать H2S при нормальном режиме эксплуатации, и невозможно исключить появление H2S в этих зонах, например, в опорах и складских отсеках сооружений гравитационного типа. Пребывание на таких участках требует использования дыхательных аппаратов в течение всего времени. Поскольку появление токсичного газа является вероятным, установка стационарной системы обнаружения / мониторинга с точки зрения безопасности не требуется. b) Категория 1: Зоны, в которых может присутствовать H2S при нормальном режиме эксплуатации, но возможно обеспечить безопасность работ за счет специальных процедур по осаждению газа, например, вспомогательные опоры конструкций гравитационного типа. Вход в такие зоны должен быть разрешен при наличии переносного оборудования мониторинга токсичного газа. При первом входе в зону следует надевать дыхательный аппарат, пока не будет получено подтверждение о том, что концентрация H 2S в воздухе ниже максимальной допустимой. Установка стационарных систем обнаружения в таких зонах рекомендуется для управления риском H2S, однако эти системы не должны использоваться для принятия решений, связанных с безопасностью. c) Категория 2: Зоны, в которых отсутствует H2S при нормальном режиме эксплуатации, однако возможны появление газа в результате утечки, функционирования системы с ошибками или открытия трубной обвязки или оборудования. 132 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) В этих зонах необходимо предусмотреть стационарную систему обнаружения, подключенной к системе сигнализации для подачи сигналов тревоги в диспетчерской и на участке выполнения работ. Датчики системы обнаружения могут быть датчиками горючего газа или H 2S, в зависимости от концентрации H2S в технологическом процессе. Если известно, что концентрации H2S в технологическом процессе менее 500•10−6 мл/м3 (в равновесном состоянии газа при атмосферном давлении после выброса), возможно использование стационарной системы обнаружения горючего газа для определения потенциальной опасности токсичного газа и активации соответствующих мер реагирования. Датчики горючего газа обычно устанавливаются на подачу сигнала при концентрации метана 20 % НКПРП (т.е. 1 % концентрация метана в воздухе). Если углеводородный газ с содержанием H 2S 500•10−6 мл/м3 разбавляется в воздухе до 1 %, то соответствующая концентрация H2S в воздухе будет составлять 5•10−6 мл/м3. Таким образом, датчики горючего газа сработают до превышения максимального уровня воздействия H2S. Однако покрытие зоны должно быть достаточным, включая, если необходимо, обнаружение тяжелых паров датчиками, установленными снизу. При выборе датчиков следует учитывать поперечную чувствительность датчиков к различным составам газа и риск загрязнения некоторых видов датчиков при наличии H2S. Необходимо устанавливать стационарные датчики H2S при концентрации H2S в технологическом процессе более 500•10−6 мл/м3 (в равновесном состоянии газа при атмосферном давлении после выброса). Расположение стационарных датчиков необходимо проектировать по тем же основных принципов, что и для датчиков горючего газа, т.е. датчики должны располагаться в местах возможного повышения концентрации или переноса газа. Поэтому датчики необходимо устанавливать вдоль линий подачи газа в рассматриваемой зоне, а также в других точках зоны, где газ может накапливаться. Необходимо учитывать преобладающее направление ветра при выборе мест расположения датчиков. Если при анализе проекта обнаружены возможные источники утечек, то следует рассмотреть необходимость установки датчиков около этих точек (в пределах 0,8 м) для обеспечения более быстрого реагирования на утечки. Хотя H2S несколько тяжелее воздуха, при характерных для большинства добычных установок концентрациях H2S в технологическом процессе этот газ не будет выделяться из углеводородных газов и образовывать отдельную газовую фазу. Поэтому стационарные датчики мониторинга зон должны устанавливаться не ниже 1,2 м над уровнем палубы для более точного измерения концентрации в зоне дыхания и предотвращения механического повреждения или попадания жидкости. Установка на более низком уровне должна рассматриваться только при 133 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) возможности утечки или накопления тяжелых паров, например, при выбросе газового конденсата. Необходимо обеспечить доступ к датчикам для калибровки и испытаний. Рекомендуется, чтобы датчики H 2S были одобрены признанной национальной испытательной лабораторией и соответствовали [13]. Также рекомендуется, чтобы системы обнаружения H2S устанавливались, эксплуатировались и обслуживались в соответствии с [14]. При наличии в воздухе концентрации H2S 10•10−6 мл/м3 должна сработать звуковая и визуальная сигнализация на участке обнаружения газа, любых прилегающих участках, где персоналу, возможно, потребуется выполнять мероприятия по обнаружению H 2S, и в диспетчерской сооружения. Визуальная система оповещения должна быть предусмотрена таким образом, чтобы обеспечить эффективное оповещение персонала, направляющегося к вертолетам или судам, о выбросе токсичного газа. При наличии в воздухе около площадки посадки концентрации H2S 10•10−6 мл/м3 должна сработать сигнализация, четко отличающаяся от других сигналов тревоги на участке. При наличии в воздухе концентрации H2S 15•10−6 мл/м3 необходимо произвести общее звуковое оповещение на платформе, а также включить визуальную сигнализацию, наиболее подходящую для зоны обнаружения газа. На площадках посадки в суда и вертолеты необходимо поднять знаки и флаги, если концентрация газа превысит 15•10−6 мл/м3, или персонал, прибывающий на судне или вертолете, не будет иметь доступа в безопасную для дыхания зону. Обычно обнаружение H2S не должно активировать автоматические действия по останову, поскольку это функция системы защиты от горючего газа. Однако при определенных обстоятельствах возможна необходимость прямых управляющих действий, таких как: - отсечение оборудования с сернистой продукцией, соответствующих скважин, трубопроводов и выкидных линий скважин; - продувка отдельных элементов технологического процесса; - включение (или увеличение) вентиляции в закрытых помещениях; - закрытие воздухозаборов вентиляции в жилом комплексе /диспетчерских для предотвращения переноса H2S. Необходимо тщательно анализировать все автоматические корректирующие действия, чтобы исключить ухудшение ситуации. Любые средства останова, контролируемые системой обнаружения H2S, должны устанавливаться в режиме «нормально под напряжением» (также «отказоустойчивый режим»). Смотрите [7], раздел 9, «Специальные системы». Газ H2S является одновременно токсичным и горючим. Диапазон концентрации воспламенения составляет от 4,3 % до 45,5 % (объемная доля). Зоны, в которых возможно наличие 134 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) H2S с концентрацией воспламенения, должны относиться к группе С, электрическое оборудование должно соответствовать для атмосфер групп C и D. Смесь H2S и природного газа должна относиться к группе D при объемной доле H2S менее 25 %, к группам C и D при объемной доле более 25 %. Если при отказе техники или оборудования возможно возникновение источника зажигания, следует рассмотреть необходимость активации противопожарной системы инертного газа до останова. Если выполняется очистка газа от сероводорода для снижения риска для персонала или защиты оборудования, необходим мониторинг очищенного газа на H2S вплоть до точки выхода газа с объекта, а также до использования в качестве топлива или управляющей среды на сооружении. Должны использоваться устройства, специально разработанные для постоянного анализа содержания H2S в потоке. Для обеспечения эффективного применения средств обнаружения H2S рекомендуется предоставить возможным поставщикам данные по окружающей среде и эксплуатации (по примеру приложения A, [14]). F.3 Система сброса H2S и SO2 в атмосферу Точки выпуска газа систем сброса давления и вентиляции должны быть удалены от рабочих участков и спроектированы для обеспечения необходимого рассеивания и снижения воздействия на персонал концентраций H2S и SO2, не превышающих указанных в приложениях A и В [9]. Если моделирование рассеивания показывает, что требуется сжигание выпущенного газа, выпуск факельной установки должен быть оборудован автоматической системой поджига, включая горелку (горелки) или иные средства обеспечения сгорания. На платформах с факельной установкой при отказе автоматической системы поджига и погасании пламени на факеле необходимо отключить источник подачи. 135 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение G (справочное) Типовые процедуры испытаний и отчетности G.1 Общее описание Проведение испытаний является практическим методом подтверждения способности системы выполнять проектные функции безопасности. После первичной установки необходимо проведение испытаний для подтверждения, что вся система, включая клапан останова или регулирующее устройство, спроектирована и установлена для обеспечения соответствующего реагирования на аварийные условия. После этого необходимо проводить периодические эксплуатационные испытания ежегодно или с частотой, определенной анализом безотказности, для обеспечения целостности всей системы, включая останов элементов технологического процесса или платформы, если необходимо. Процедуры испытаний для некоторых типовых защитных устройств представлены в таблице G.1. Возможно применять альтернативные процедуры, рекомендованные производителями или другими исследователями. Метод подготовки отчетности должен обеспечивать регулярный сбор данных испытаний, которые могут быть использованы для анализа эксплуатации, исследований надежности и отчетов, которые могут быть запрошены надзорными органами. T a б л и ц а G.1– Процедуры испытаний защитных устройств Устройство УКП Процедуры испытаний a) Проверить регулятор управления запальной горелки: 1) зажечь запальную горелку; 2) перекрыть подачу топлива на основную горелку; 3) перекрыть подачу топлива на запальную горелку и проверить срабатывание УКП. b) Проверить регулятор управления основной горелки: 1) зажечь основную горелку: 2) перекрыть подачу топлива на запальную горелку; 3) перекрыть подачу топлива на основную горелку и проверить срабатывание УКП. ДГ a) Установить нулевой допуск, если необходимо, чтобы измерительный прибор показывал 0 % НКПРП при отсутствии газа в датчике. b) Установить чувствительный элемент переносного калибратора очистки над измерительной крышкой и открыть отсечной клапан на контейнере для образцов. c) Когда показания прибора достигнут максимума и стабилизируются, записать показания, концентрацию калибровочного газа, значения установки по нижнему и верхнему пределу (пределу останова) (% НКПРП). d) При необходимости отрегулировать измерительный прибор для определения концентрации калибровочного газа (% НКПРП). 136 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы G.1 e) Закрыть клапан на контейнере для образцов и снять чувствительный элемент. f) Провести проверку с определенной или нулевой концентрацией газа, в зависимости от конкретных условий, и определить нижний и верхний уровни срабатывания. Проверить реле останова на срабатывание. АО Станции АО с ручным управлением – Испытать для проверки нормальной работы. Возможно установить байпас конечных элементов для исключения останова платформы, но все части системы должны быть испытаны, насколько это практически возможно. Пневматическая станция – Проверить каждую станцию АО, переключив в позицию останова. Проверить свободное движение клапана и беспрепятственный выпуск газа. Проверить потерю давления в активирующем элементе, если был выполнен его байпас. Электрическая станция – Активировать станцию и проверить прием сигнала в активирующем элементе, если был выполнен его байпас. Автоматические пускатели – Испытать в соответствии с требованиями для типа датчиков (ДГ, ДДВ, ДДН и т.д.). Возможно установить байпас элементов для исключения останова платформы. Необходимо испытать нормальную активацию выходных устройств при выполнении АО вручную или автоматически в соответствии с G.2.1 (приложение G). Система АО должна проходить регулярные испытания путем активации станции АО или автоматического пускателя и проверки корректного срабатывания всех выходных устройств. Необходимо письменно зафиксировать время (в секундах) закрытия всех клапанов выкидных линий скважин на платформе. Для проверки корректного срабатывания могут быть проведены внеплановые остановы, что предоставит достоверную информацию о показателях работы отдельных элементов. КОБ a) Закрыть вышерасположенный клапан и связанные с ним клапаны коллектора. b) Открыть выпускной клапан и сбросить давление из сегмента выкидной линии скважины между закрытыми клапанами. c) Закрыть выпускной клапан. d) Открыть соответствующий клапан коллектора. e) Открыть выпускной клапан. f) Проверить выпускной клапан на противоток. Если наблюдается постоянный противоток из выпускного клапана, измерить расход. Расход не должен превышать 400 см 3/мин для жидкости или 0,4 м3/мин для газа а) g) Закрыть выпускной клапан и открыть вышерасположенный клапан. ДУВ и a) Вручную отрегулировать вентиляционный клапан сосуда для поднятия уровня жидкости до ДУН, максимального безопасного уровня (уровня останова), наблюдая за уровнем жидкости в мерном установлен стекле. ные b) Вручную отрегулировать вентиляционный клапан сосуда для понижения уровня жидкости до изнутри минимального безопасного уровня (уровня останова), наблюдая за уровнем жидкости в мерном стекле. c) Альтернативная процедура: 1) Открыть клапан питающей линии и наполнить сосуд до максимального безопасного уровня (уровня останова). 137 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы G.1 2) Закрыть клапан питающей линии. 3) Опорожнить сосуд до минимального безопасного уровня (уровня останова). ДУВ и ДУН a) Закрыть клапан, соединяющий верхнюю сторону передатчика с сосудом. передатчик b) Закрыть клапан, соединяющий нижнюю сторону передатчика с резервуаром. и c) Подсоединить внешний источник давления для испытания с верхней стороной передатчика. дифференц Внешний источник давления должен иметь устройство измерения давления (или эквивалентного иала уровня), используя внешний контрольный калибр. давления, d) Произвести выброс в атмосферу с нижней стороны передатчика. используе- e) Создать давление на верхней стороне передатчика, соответствующее повышению уровня мые жидкости, и проверить корректное срабатывание ДУВ в пределах допуска для испытаний. как датчики f) Создать давление на верхней стороне передатчика, соответствующее понижению уровня уровня жидкости, и проверить корректное срабатывание ДУН в пределах допуска для испытаний. g) Отсоединить источник давления для испытаний. h) Закрыть вентиляционный клапан с нижней стороны передатчика. i) Открыть клапаны сосуда и перевести передатчик в рабочее состояние. Для испытания передатчиков применить внешние источники давления, не связанные с технологическим процессом, в которых используется контрольный калибр для определения уровней останова, проверки нуля и интервала между передатчиками. Примечание При использовании передатчиков без соединений на нижней стороне этапы b), d) и h) могут быть пропущены. ДУВ и a) Закрыть отсечной клапан поплавкового кожуха (-ов). ДУН, b) Наполнить кожух (-и) жидкостью до максимального безопасного уровня (уровня останова). установлен c) Опорожнить кожух (-и) до минимального безопасного уровня (уровня останова). ные d) Открыть отсечные клапаны кожуха (-ов). во внешних кожухах e) Альтернативная процедура: 1) Закрыть отсечной клапан на поплавковом кожухе (-ах). 2) Опорожнить кожух до минимального безопасного уровня (уровня останова). 3) Открыть отсечной клапан нижнего кожуха. 4) Медленно сбросить давление из верхней части кожуха, при этом давление в сосуде поднимает жидкость внутри сосуда до максимального безопасного уровня (уровня останова). 5) Открыть отсечной клапан верхнего кожуха. ДДВ и ДДН a) Закрыть отсечной клапан на линии измерения давления. Испытание b) Создать давление у датчика (-ов) при помощи гидравлического насоса, газа или азота под высоким внешним давлением, зафиксировать давление останова по верхнему пределу. источником c) Если установлено несколько датчиков, и датчик повышения давления расположен выше по давления потоку, чем датчик понижения давления, сбросить давление для возврата в исходное состояние датчика повышения давления. Сбросить давление у датчиков и зафиксировать давление останова по нижнему пределу. d) При необходимости отрегулировать датчик для обеспечения корректного установленного давления. 138 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы G.1 ДДВ и ДДН e) Открыть отсечной клапан датчика. Испытание внешним источником давления ДДВ и ДДН a) Установить датчики на испытательном стенде и подсоединить пневматическую линию. Лаборатор- b) Создать давление следующим образом: ное 1) ДДВ: создать давление у датчика при помощи гидравлического насоса, газа или азота под испытание высоким давлением, зафиксировать давление останова по верхнему пределу. 2) ДДН: создать давление выше установленного значения, сбросить давление, зафиксировать давление останова по нижнему пределу. c) Поместить на датчик бирку с указанием установленного давления и даты испытания. КП с пружинным a) КП со отсечными клапанами: 1) Снять замок или пломбу, закрыть отсечной клапан на входе (не требуется для КП, возвратом изолированных обратно-выпуклой разрушающейся мембраной или обратным клапаном, а также для Испытание управляемых КП). внешним 2) Создать давление, подавая по испытательной линии азот, газ под давлением или применяя источником гидравлический насос, зафиксировать давление, при котором перепускной или управляемый клапан давления начинает осуществлять сброс. 3) Предохранительный или управляемый клапан должны производить сброс до достижения исходного значения давления. Не трогать испытательную линию до окончания падения давления для возврата клапана в исходное положение. 4) Открыть отсечной клапан на входе, установить замок или пломбу. b) КП с полностью открытыми обратными клапанами вместо отсечных клапанов: 1) Создать давление, подавая по испытательной линии азот, газ под давлением или применяя гидравлический насос, зафиксировать давление, при котором перепускной или управляемый клапан начинает осуществлять сброс. 2) Предохранительный или управляемый клапан должны производить сброс до достижения исходного значения давления. Не трогать испытательную линию до полного падения давления для возврата клапана в исходное положение. Управляем a) Увеличивать давление, подавая по испытательной линии азот, газ под давлением или применяя ый КП гидравлический насос, до срабатывания управляемого клапана или индикатора в соответствии с Испытание инструкцией изготовителя. внешним b) Необходимо регулярно проверять или вращать основной клапан в соответствии с условиями источником эксплуатации или требованиями надзорных органов. давления КП a) Установить на испытательном стенде. Лаборатор- b) Создать давление, подавая по испытательной линии азот, газ под давлением или применяя ное гидравлический насос, зафиксировать давление, при котором перепускной клапан начинает испытание осуществлять сброс. 139 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Продолжение таблицы G.1 c) Предохранительный клапан должен производить сброс до достижения исходного значения давления. Не трогать испытательную линию до окончания падения давления для обеспечения возврата клапана в исходное положение. d) Поместить на КП бирку с указанием установленного давления и даты испытания. КО на трубопроводах a) Вариант 1 – испытание на срабатывание: 1) Сбросить давление в пускателе до закрытия клапана на три четверти. и технологич 2) Подключить нагнетающее давление в пускателе. b) Вариант 2 – испытание на полное закрытие. еских 1) Подать сигнал для закрытие КО удаленно или с местного выключателя. элементах 2) Закрыть КО. 3) Открыть КО. Необходимо определить время срабатывание на закрытие. КПХ a) Закрыть скважину, Функциона b) Закрыть КПХ, льное c) Открыть КПХ, испытание d) Вернуть скважину в эксплуатацию. КПХ a) Закрыть скважину и КПХ согласно инструкции по испытанию на срабатывание. Испытание b) Установить клапаны на выкидной и отводящей линиях скважины для обеспечения сброса на давления после (по потоку) КПХ. удержание c) При наличии давления выше (по потоку) КПХ открыть спускной клапан ниже (по потоку) КПХ и давления проверить наличие постоянного потока. Если расход жидкости превышает 400 см 3/мин или расход газа превышает 0,4 м3/мин во время испытание на удержание давления, необходимо ремонтировать или заменить КПХ а d) Закрыть спускной клапан. e) Вернуть скважину в эксплуатацию, f) Необходимо определить время срабатывание на закрытие. ДТВН a) Изменять установленное значение до срабатывания регулятора. Испытание b) Восстановить установленное значение регулятора в соответствии с наблюдаемой температурой на следующим образом: срабатыван ие 1) Регулятор с индикатором: добавить или вычесть разницу между указанной температурой и температурой отключения до необходимой температуры отключения. 2) Регулятор без индикатора с градуированной шкалой: добавить или вычесть разницу между показанием по шкале при отключении и фактической температурой для расчета необходимой температуры отключения. 3) Устройства без индикатора и градуированной шкалы: установить в исходное положение в соответствии с инструкциями изготовителя. 140 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Окончание таблицы G.1 ДТВН a) Достать датчик температуры. Температур b) Поместить термометр в ванну с нагретой жидкостью. ное c) Опустить датчик температуры в ванну с жидкостью и установить температурный регулятор на испытание указанную в ванне температуры. Если регулятор не отключается при температуре жидкости в ванне, настроить на термометре температуру. Зафиксировать установленное значение высокой регулятор на отключение при этой температуре. d) Извлечь датчик температуры из ванны с жидкостью, дать ему остыть и зафиксировать установленное значение низкой температуры. e) Вернуть датчик температуры в исходное место и настроить регулятор на требуемую температуру. КПВ Каждый оператор должен использовать метод, соответствующий технологической системе, для Совместное подтверждения устойчивости к давлению КПВ и измерения объема утечек. Два следующих варианта испытание предложены лишь как общие рекомендации. на a) Вариант 1: Аналогично испытанию клапана КПХ на удержание давления, срабатыван b) Вариант 2: ие и утечку 1) Закрыть скважину и КПВ аналогично испытанию КПХ на срабатывание, закрыть нижерасположенный коллектор или выкидную линию скважины. 2) При наличии давления выше (по потоку) КПВ измерить рост давления в выкидной линии скважины в течение времени. Если абсолютное значение давления в ограниченном участке выкидной линии ниже (по потоку) КПВ превышает давление, соответствующее расходу жидкости 400 см3/мин (0,4 м3/мин для газа), необходимо произвести ремонт или замену КПВ. Пример расчетов приведен в приложении A стандарта [10] а) 3) Вернуть скважину в эксплуатацию. ДГТ Испытания датчиков токсичного газа должны выполняться в соответствии с инструкциями изготовителя. а Необходимо оценить максимальный допустимый расход утечки. Расход утечки должен соответствовать возможностям объекта по безопасному управлению опасностями, возникающими при утечке. При отсутствии такой оценки можно использовать приведенные значения. G.2 Проверка проекта и монтажа G.2.1 Цель Перед первым пуском добычной системы в эксплуатацию, при очередном пуске платформе после останова на 30 или более дней или после изменения системы останова платформы необходимо тщательно проверить всю систему останова для подтверждения, что каждое устройство установлено, управляемо, выполняет проектную функцию и, если применимо, калибровано с учетом специальных эксплуатационных условий. G.2.2 Схема функциональной оценки анализа безопасности (SAFE) Схема SAFE, показанная на рисунке C.1 (приложение С) и описанная в 5.3.4, содержит контрольный перечень для первой проверки проекта и монтажа. Перечень всех измерительных 141 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) устройств приведен в столбце «ОБОЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВА», их соответствующие управляющие функции указаны в столбце «ВЫПОЛНЯЕМАЯ ФУНКЦИЯ». Необходимо определить, что устройство защиты является управляемым, надлежащим образом калибровано и выполняет проектную управляющую функцию в течение установленного периода времени. Этот факт может быть отмечен на схеме SAFE. После испытания всех активируемых устройств и подтверждения выполнения их функций проект и монтаж считаются проверенными. G.3 Испытание систем безопасности G.3.1 Цель Необходимо проводить испытание систем безопасности для подтверждения нормального функционирования каждого измерительного устройства в установленных пределах и выполнения управляющими схемами предусмотренных функций останова. G.3.2 Частота Устройства и системы безопасности необходимо испытывать с регулярностью, установленной на основе опыта эксплуатации, стандартов оператора и государственных норм и правил. Испытания должны проводиться ежегодно или в соответствии с требованиями к вероятности отказа, связанных с установленным уровнем полноты согласно МЭК 61511-1. Отдельные управляющие схемы и оборудование устройств защиты могут утрачивать подвижность при нахождении в одной позиции в течение продолжительного периода времени. При определении частоты испытаний следует обратить серьезное внимание на необходимость периодической активации этих устройств для минимизации такого состояния. G.3.3 Испытание датчиков Испытания устройств защиты должны подтвердить нормальное обнаружение датчиками аварийных условий и передачу сигналов для выполнения определенных функций останова. Обычно испытание датчиков производится путем имитации аварийного условия, при обнаружении которого устройство активирует функции останова. G.3.4 Испытание устройств останова и управляющих схем Необходимо испытать клапаны останова и прочие управляющие устройства останова для подтверждения приема ими сигнала, передаваемого датчиком, и выполнения их функций. Перед испытанием датчика возможно отключить или установить байпас конечного устройства останова или управления, активированного датчиком, для предотвращения фактического останова технологического элемента или платформы. Однако необходимо проводить полное испытание всей схемы останова или управления, включая конечные клапаны останова или управляющие устройства, ежегодно или по требованиям к необходимым уровням полноты. 142 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) G.3.5 Вспомогательные устройства Все вспомогательные устройства в системе безопасности между измерительным устройством и конечным устройством останова необходимо регулярно испытывать. Испытание следует проводить для подтверждения целостности всей системы останова. Испытание необходимо проводить ежегодно или согласно требованиям к уровням полноты. Эти устройства, включая основную и промежуточную панели управления, следует испытывать в дополнение к измерительным устройствам. G.3.6 Установка с учетом проведения испытаний Устройства должны устанавливаться с учетом необходимости проведения испытания. Могут быть установлены байпасы для проведения испытаний, чтобы отдельные устройства или схемы полностью можно было испытать без фактических остановов. Расположение устройств защиты должно обеспечивать легкий доступ к ним. Для сокращения времени испытания следует предусмотреть испытательные манифольды для нескольких устройств и фитинги быстрого соединения. При проектировании и эксплуатации платформы и систем безопасности необходимо учитывать байпас устройств защиты. G.3.7 Процедуры испытаний Учитывая различия в проектах отдельных систем останова и управляющих схем, в настоящем стандарте не приводится описания этапов испытаний этих систем. Эксплуатирующие организации должны нести ответственность за разработку этих процедур для каждого объекта. Испытание обычных устройств защиты следует осуществлять по соответствующим процедурам. Типовые процедуры испытаний приведены в таблице G.1. Для многих типов и моделей устройств защиты предусмотрены детальные процедуры, однако, общие процедуры испытаний для основных типов охватывают большую часть устройств защиты. Если используемое устройство не рассмотрено или не соответствует общим процедурам, оператор должен разработать специальные процедуры испытаний. Из-за множества вариантов размещения оборудования не приводятся этапы процедур испытаний по отключению устройств останова или управления, а также по выводу элемента из эксплуатации для проведения испытаний. Устройства или оборудование, выведенные из эксплуатации для проведения испытаний, должны быть четко обозначены для снижения вероятности оставления их в нерабочем состоянии. G.3.8 Квалификация персонала Испытание систем безопасности платформы должно осуществляться только квалифицированным персоналом. 143 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) G.3.9 Дефектные устройства Если при проведении испытаний устройства защиты выходят из строя, функционируют с ошибками или оказываются неуправляемыми, они подлежат срочной замене, ремонту, регулировке или калибровке. До выполнения соответствующих действий устройство должно быть обозначено как нерабочее, должен быть предусмотрен контроль, элемент технологического процесса должен быть выведен из эксплуатации или выполнен останов платформы. G.4 Допуски при испытаниях G.4.1 Предохранительный клапан (КП) Допуски по установленному давлению КП составляют ±14 кПa для давления не более 480 кПa и ± 3 % для давления выше 480 кПa. G.4.2 Датчики повышения и понижения давления (ДДВН) Допуски по установленному давлению ДДВН для давления выше 35 кПa составляют ±5 % или 35 кПa (большую из двух величин), при этом давление останова не должно превышать расчетное давления защищаемого оборудования. ДДВН с установленным давлением не более 35 кПa должны надежно функционировать в рамках предусмотренного диапазона параметров эксплуатации. G.4.3 Датчик повышения уровня (ДУВ) ДУВ должен функционировать, обеспечивая достаточный объем в сосуде для предотвращения утечки до закрытия. Допуск при испытаниях для аналоговых датчиков уровня составляет ±7,5 см от установленного значения ДУВ. G.4.4 Датчик понижения уровня (ДУН) ДУН должен функционировать, обеспечивая необходимый объем жидкости в сосуде для предотвращения утечки газа через выпускное отверстие для жидкости до закрытия. Допуск при испытаниях для аналоговых датчиков уровня составляет ± 7,5 см от установленного значения ДУВ. G.4.5 Датчик горючего газа (ДГ) Допуск по установленному значению для ДГ составляет ± 5 % максимального значения шкалы, при этом значение отключения не должно превышать 60 % НКПРП при установке на высокий уровень или 25 % НКПРП при установке на низкий уровень. Для датчиков газа прямой видимости, определяющих гази расстояние, необходимо использовать эквивалентные значения отключения. В расчетах необходимо учитывать расстояние, эквивалентное минимальному диаметру газового облака, в случае воспламенения которого возможна эскалация инцидента. В качестве значения по умолчанию рекомендуется использовать 5 НКПРП•м. Таким образом, значение в 60 % по полной шкале для датчика утечек будет эквивалентно 3 НКПРП•м. 144 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) G.4.6 Обратный клапан (КОБ) Необходимо проводить испытание КОБ на утечки. Если постоянный расход превышает 400 см3/мин для жидкости или 0,4 м3/мин для газа, клапан необходимо отремонтировать или заменить. G.4.7 Датчик повышения и понижения температуры (ДТВН) Если устройства обнаружения тепла используются для активации останова в случае пожара или при температуре поверхности, приближающейся к температуре зажигания, то опасные значения температуры обычно значительно выше нормальных температур эксплуатации. Таким образом, устройство можно проверить по одному значению шкалы согласно описанию в таблице G.1 или по установленному значению, заданному значительно ниже опасной температуры для обеспечения работоспособности всех устройств до достижения опасных температур. Если установленное значение близко к диапазону температур эксплуатации, необходимо определить специальные допуски для проведения испытаний. Рекомендации данного подпункта по процедурам калибровки и испытаний не применимы к легкоплавким устройствам. G.4.8 Датчик токсичного газа (ДГТ) Разница между допуском по установленному значению для ДГТ и испытательной концентрацией газа (обычно 5 % или 1•10−6 мл/м3, большая из двух величин) не должна превышать 10 % или 2•10−6 мл/м3. G.5 Методы подготовки отчетности G.5.1 Цель Отчеты о результатах испытаний устройств защиты должны подготовливаться таким образом, чтобы было возможно проведение анализа эксплуатации и исследований надежности оборудования, а также подготовка отчетов для надзорных органов. Отчеты об испытаниях должны документально подтверждать соответствие требованиям стандартов и надзорных органов. G.5.2 Данные об испытаниях Минимальный объем данных об испытаниях различных устройств защиты представлен в таблице G.2. Результаты испытаний и эксплуатационные условия должны документироваться для корректного анализа работы устройств защиты. G.5.3 Неисправные устройства Сведения о неисправных устройствах являются важными для анализов надежности. В дополнение к данным, предусмотренным таблицей G.2, для неисправных устройств, как минимум, должна быть указана причина неисправности. 145 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) 146 КПХ ДТВ ДТН УКП BSV КПВ ДГТ X X X X X X X X X X X X X X X КО Обозначение устройства X X X X X X X Максимальное рабочее давление X X Эксплуатационный диапазон а а X X Время срабатывания X Установлено на (требуется) X а а X X Установлено на (фактически) X а а X X Установлено на (с поправкой) X а а X X Проверка срабатывания b b Проверка калибровки X Наличие утечек X Необходимость корректирующих X X X X X X X действий а Требуется для передатчиков и калиброванных включателей. b Требуется для нерегулируемых включателей. КП ДДН ДДВ ДУН ДУВ КОБ АО Данные ДГ T a б л и ц а G.2 Данные испытаний защитных устройств X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Приложение ДА (справочное) Исходные терминологические статьи Положения ИСО 10418:2003, которые применены в настоящем стандарте с модификацией их содержания для учета особенностей обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов в Российской Федерации. ДА.1 герметичность (containment): Состояние, при котором опасные вещества удерживаются в безопасности в системе под давлением. ДА.2 отказ (failure): Ненадлежащая работа устройства или элемента оборудования, которая препятствует выполнению проектных функций. ДА.3 опасная зона (hazardous area): Объем пространства, в котором взрывоопасная атмосфера может возникать с частотой, достаточной для принятия специальных предупредительных мер для контроля потенциальных источников зажигания. ДА.4 опасное событие (hazardous event): Инцидент, который имеет место при реализации опасности. ДА.5 нижний предел воспламенения (lower flammable limit LFL, lower explosive limit LEL): Минимальная концентрация (объемн.) горючих газов в смеси с воздухом, которая способна воспламениться в условиях окружающей среды. ДА.6 максимально допустимое рабочее давление (maximum allowable working pressure MAWP): Максимальное рабочее давление, допустимое в любой точке элемента технологического процесса, кроме трубопроводов, при нормальном режиме эксплуатации или в статических условиях. ДА.7 трубопровод (pipeline): Система труб, транспортирующая среду от подводных манифольдов на объект, между объектами или между объектом и береговым сооружением. ДА.8 предохранительный клапан давления (pressure safety valve): Саморегулирующийся клапан, открывающийся при давлении выше или ниже заданной величины. ДА.9 датчик (sensor): Устройство, которое автоматически определяет значение параметра эксплуатации и передает сигнал для активации / выполнения определенной функции управления. ДА.10 негативные события (undesirable event): Неблагоприятные события или ситуации в элементе технологического процесса или технологическом блоке, создающие угрозу безопасности. ДА.11 вакуум (vacuum): Давление в элементе технологического процесса ниже атмосферного давления. 147 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Библиография [1] ISO 3511 Process measurement control functions and instrumentation — Symbolic representation [2] ISO 9001 Quality management systems — Requirements (ИСО 9001:2008 Системы менеджмента качества. Требования) [3] ISO 10417 Petroleum and natural gas industries — Subsurface safety valve systems — Design, installation, operation and redress [4] ISO 14001:1996 Environmental management systems — Specification with guidance for use (ИСО 14001:1996 Системы охраны окружающей среды. Технические требования с инструкцией по применению) [5] ISO 15156-1 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2Scontaining environments in oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials [6] ISO 15156-2 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2Scontaining environments in oil and gas production — Part 2: Crackingresistant carbon and low alloy steels and cast irons [7] ISO 15156-3 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2Scontaining environments in oil and gas production — Part 3: Crackingresistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys [8] API RP 14C Analysis, design, installation and testing of basic surface safety systems on offshore production platforms [9] API RP 14F Design and installation of electrical systems for fixed and floating offshore petroleum facilities for unclassified and class I, division 1, and division 2 locations [10] API RP 14H Installation, maintenance and repair of surface safety valves and underwater safety valves offshore [11] API RP 55 Conducting oil and gas producing and gas processing plant operation involving hydrogen sulfide [12] API RP 520, Part II Sizing, selection, and installation of pressure-relieving devices in refineries, Part II — Installation [13] API RP 521 Guide for pressure-relieving and depressuring systems [14] API Std 2000 Venting atmospheric and low-pressure storage tanks: Nonrefrigerated 148 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) and refrigerated [15] ISA S 92.0.02, Part Performance requirements for toxic gas-detection instruments: I [16] [17] Hydrogen sulfide ISA RP 92.0.02, Installation, operation, and maintenance of toxic gas detection Part II instruments: Hydrogen sulfide ISA S.5.1 Instrumentation symbols and identification 149 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) УДК ОКС _____ Ключевые слова: системы безопасности, технологический процесс, риск, перспективные производственные технологии, установки по добыче нефти и газа, технологическое оборудование, предохранительные клапаны, идентификация опасностей, источники опасностей, функциональный анализ Руководитель организации-разработчика Генеральный директор ________________ П.Г.Цыбульский ________________ М.Н.Мансуров ________________ С.В.Греков ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к.т.н. Руководитель разработки: Директор центра «Морские нефтегазовые месторождения», д.т.н., проф. Исполнители: Начальник лаборатории инженерных систем объектов обустройства, к.т.н. 150 ГОСТ Р ИСО-10418 (проект, первая редакция) Начальник лаборатории обустройства морских ________________ О.А.Корниенко ________________ А.В.Маричев ________________ Л.А.Сайфуллина ________________ Е.А.Караванова нефтегазовых месторождений, к.т.н. Начальник лаборатории верхнего строения морских нефтегазопромысловых сооружений, к.т.н. Ведущий инженер Младший сотрудник научный 151