Автоматизация технологических процессов

Общая часть

2.284. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающего производства необходимо руководствоваться указаниями следующих руководящих документов Миннефтепрома:

  • «Основные положения по автоматизированной системе управления технологическими процессами нефтедобывающего производства (АСУТП)»;
  • «Руководство по проектированию автоматизации объектов нефтяной промышленности»;
  • «Методические указания по проектированию комплексной автоматизации технологических процессов подготовки нефти и воды»;
  • «Основные требования к техническим средствам измерения при организации бригадного учета нефти»;
  • «Инструкция по учету нефти в нефтедобывающих объединениях»;
  • «Инструкция по определению количества нефти на узлах учета турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях»;

Руководящими материалами, действующими в системе Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР.

2.285. Уровень автоматизации технологических процессов к 1990 году должен быть не ниже 60 % с ежегодным 2-5 % ростом его по отдельным нефтедобывающим объединениям.

2.286. Технологические комплексы сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды, обслуживания и обеспечения нефтегазодобывающих предприятий должны оснащаться системами автоматического управления (САУ), обеспечивающими получение требуемого количества и качества выпускаемой продукции; безаварийную работу оборудования, как правило, без постоянного пребывания обслуживающего персонала.

2.287. САУ технологическими комплексами нефтегазодобывающего производства должны проектироваться с учетом:

  • обеспечения работы оборудования в наиболее экономичных режимах;
  • экономного расходования тепловой и электрической энергии, топлива и ГСМ.

2.288. Система автоматического управления технологическим комплексом должна проектироваться на базе САУ технологических блоков, установок и технологических линий, входящих в комплекс.

2.289. При проектировании САУ технологическими комплексами должны решаться вопросы автоматического сбора, обработки и передачи технологической информации с диспетчерских и операторных пунктов на верхний уровень управления.

2.290. Проекты автоматизации и телемеханизации нефтедобывающих предприятий, для которых предусматривается в дальнейшем разработка ОТ АСУ, должны являться составной частью раздела «Техническое обеспечение» проекта ОТ АСУ нефтедобывающего предприятия. Проектирование автоматизации и телемеханизации в этих случаях должно осуществляться в соответствии с конкретными решениями по информационному, математическому, организационному и техническому обеспечению ОТ АСУ, согласованными с организацией-разработчиком ОТ АСУ.

2.291. При проектировании объектов пробной эксплуатации следует предусматривать контроль основных технологических параметров и автоматизацию основных трудоемких и быстроизменяющихся процессов. При этом необходимо учитывать возможность реконструкции и перевода объектов на автоматический режим работы в последующие годы, на стадии промышленной разработки месторождения.

2.292. При разработке проектов автоматизации следует предусматривать автоматизацию узлов бригадного (цехового), промыслового и товарного учета нефти и газа, установку приборов для учета электрической и тепловой энергии, воды, пара, сжатого воздуха, ресурсов, используемых нефтедобывающим предприятием.

2.293. Системы автоматического управления должны обеспечивать автоматическую защиту и блокировку оборудования в соответствии с требованиями действующих норм и правил безопасности, охраны труда, защиты окружающей среды. В случаях применения блочного автоматизированного оборудования, системами автоматизации которого предусмотрены не все блокировки, требуемые данными нормами, эти блокировки должны предусматриваться дополнительно при разработке проекта.

2.294. Системы автоматической защиты основных технологических сооружений и агрегатов должны проектироваться так, чтобы при исчезновении электропитания (сверх времени АПЗ) срабатывала сигнализация или соответствующая защита.

2.295. Система автоматического управления должна проектироваться так, чтобы обеспечивались следующие условия:

  • при любом виде управления (автоматическом или ручном, дистанционном или местном) действовала автоматическая защита и блокировка оборудования;
  • при повреждении САУ, отсутствии электроэнергии или сжатого воздуха в целях автоматики на управляемом оборудовании не возникало аварийного состояния.

2.296. Схемы аварийной сигнализации должны предусматривать сохранение сигнала до его снятия оператором или диспетчером, даже если причина сигнализации за это время исчезла.

2.297. Для опробования, наладки, вывода на режим и контроля технологического режима при местном управлении должны устанавливаться местные приборы контроля. Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводом должны иметь местное управление, независимое от наличия других видов управления.

2.298. При проектировании технологических комплексов на основе блочно-автоматизированного оборудования должны разрабатываться общие схемы автоматизации, предусматривающие согласованную работу САУ отдельных технологических блоков и установок, входящих в состав комплекса.

2.299. Приборы и средства автоматизации должны выбираться с учетом реальных условий их работы по диапазонам изменения контролируемых параметров, температурных и атмосферных воздействий, характеристик измеряемой и окружающей среды, вибрации и т.д.

Номенклатура применяемых в проекте приборов должна быть по возможности минимальной.

2.300. Аппаратура систем централизованного контроля должна допускать возможность подключения устройств регистрации информации на машинном носителе (перфокартах, перфолентах, магнитных лентах и др.).

2.301. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на открытых площадках, как правило, должны иметь эксплуатационные характеристики, позволяющие эксплуатировать их при расчетных температурах окружающего воздуха без дополнительного обогрева. Применение приборов, требующих обогрева, допустимо только в обоснованных случаях.

2.302. При установке приборов на наружных площадках следует максимально использовать для их обогрева тепло технологических сред в аппаратах и трубопроводах.

Длина импульсных линий, требующих обогрева, должна быть минимальной.

2.303. Приборы и средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях и на площадках, имеющих взрывоопасные зоны, должны соответствовать требованиям гл. УП-3 «Правил устройств электроустановок».

2.304. Использование природного и нефтяного газа в качестве рабочего агента для пневматических систем автоматического регулирования не допускается.

В системах защиты и блокировки оборудования, размещаемого на открытых площадках с производствами, отнесенными по ПУЭ к классу помещений В-1г, можно применять нефтяной и природный газ, не содержащие агрессивных примесей, если это допустимо по условиям эксплуатации приборов. При отрицательных температурах окружающей среды следует предусматривать меры по осушке и очистке согласно существующим требованиям.

2.305. Монтаж приборов и средств автоматики, соединительных проводов следует проектировать в соответствии с требованиями к «Системам автоматизации. Правилам производства и приемки работ».

Пункты управления

2.306. При проектировании автоматизации нефтегазодобывающих предприятий необходимо предусматривать следующие пункты контроля и управления:

  • пост оператора для обслуживания отдельных установок, агрегатов или группы агрегатов;
  • операторный пункт для обслуживания технологических процессов, группы установок, пунктов сбора и ЦПС;
  • районный диспетчерский пункт для цехов основного производства (ЦДНГ, ЦННД и ЦПС);
  • центральный диспетчерский пункт (ЦДП) для нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

В отдельных случаях допустимо совмещение функций ОП и РДП в одном пункте управления.

2.307. На РДП или операторном пункте следует предусматривать аппаратуру, позволяющую осуществлять:

  • аварийную сигнализацию в виде одного обобщенного сигнала о возникновении аварийных режимов работы оборудования и срабатывании автоматической защиты по каждому блоку, входящему в технологический комплекс;
  • измерение важнейших параметров технологического процесса и сигнализацию отклонения их от нормальных значений;
  • автоматическое регулирование параметров, определяющих нормальный ход технологического процесса на технологическом комплексе или отдельных его частях;
  • дистанционное управление основными блоками, агрегатами, запорной арматурой, исполнительными механизмами;
  • передачу необходимой информации на верхний уровень управления.

2.308. С РДП на ЦДП должна передаваться технологическая информация, характеризующая основные показатели работы ЦДНГ, ЦППД и ЦПС:

  • общий объем добычи нефти и газа;
  • общий объем закачанной в пласт жидкости;
  • количество и качество товарной нефти, сданной потребителю;
  • количество израсходованного пара, воды, тепловой и электрической энергии, сжатого воздуха и других рабочих агентов.

2.309. Диспетчерские пункты следует располагать в местах, имеющих подъездные дороги, надежное электро-, теплоснабжение, водоснабжение и канализацию.

2.310. Рекомендуется размещать ДП на площадках центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС) и по возможности блокировать с административно-хозяйственным блоком.

2.311. В составе диспетчерских пунктов рекомендуется предусматривать следующие помещения:

  • диспетчерская - место для размещения пультов управления, щитов и другой аппаратуры, требующей постоянного наблюдения диспетчера;
  • аппаратная - место размещения аппаратуры ДП, не требующей постоянного наблюдения персонала диспетчерской службы;
  • комната обработки информации;
  • мастерская (лаборатория) - помещение для производства мелкого ремонта и наладки аппаратуры диспетчерского пункта;
  • комната оперативного дежурного персонала;
  • вспомогательные служебные помещения.

2.312. При проектировании диспетчерских пунктов следует предусматривать возможность размещения комплекса технических средств ОТ АСУ.

2.313. Районные и центральные диспетчерские пункты по обеспечению надежности электроснабжения следует относить к электроприемникам первой категории.

2.314. Диспетчерские пункты должны иметь диспетчерскую (автономную) связь с руководством ЦИТС и НГДУ и телефон, подключенный к общепромысловой телефонной сети.

<< назад / к содержанию / вперед >>