7.2.14 Конструктивные решения по ограждению каре резервуарных парков определяются технико-экономическим расчетом.
7.3 Технологические трубопроводы
7.3.1 Коллектор магистральной насосной от входа первого насоса до узла регулирования должен рассчитываться на давление, превышающее рабочее давление в магистральном нефтепроводе на 1,0-1,5 МПа.
7.3.2 Необходимость установки переходников с одного диаметра на другой при подключении НА определяется гидравлическим расчетом и техническими условиями завода изготовителя.
7.3.3 На территории НПС, в том числе на территории резервуарного парка, прокладка нефтепроводов должна быть подземной. Трубопроводы, подлежащие опорожнению, должны укладываться с уклоном не менее 0,002.
Скорости движения нефти в трубопроводах должны составлять:
во всасывающих и самотечных трубопроводах 0,5 -1,5 м/с;
в нагнетательных трубопроводах 0,5 - 7,0 м/с.
7.3.4 При параллельной прокладке магистрального нефтепровода с действующими магистральными нефтепроводами следует предусматривать соединительные (блокировочные) трубопроводы в устройствах приема и пуска (или пропуска) средств очистки и диагностики (СОД).
7.3.5 На трубопроводы от узлов пуска-приема СОД до магистральной насосной, а также от подпорной до магистральной насосной распространяются нормы проектирования магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06, СНиП III-42) на остальные - нормы проектирования технологических трубопроводов (СНиП 3.05.05, СН 527, ВНТП-5).
7.3.6 Установка запорной арматуры должна обеспечивать доступ для обслуживания фланцевых соединений и сальниковых устройств.
Соединение запорной арматуры с технологическими трубопроводами должно быть на сварке.
8 Автоматизация, телемеханизация и автоматизированные системы управления
8.1 Системы управления
8.1.1 При проектировании магистральных нефтепроводов или отдельных объектов на магистральных нефтепроводах должно предусматриваться их оснащение средствами автоматики, телемеханики и создание автоматизированных систем управления нефтепроводами (АСУ ТП).
8.1.2 Основными целями создания АСУ ТП являются:
- обеспечение транспортирования нефти с заданной производительностью при минимальных эксплуатационных затратах;
- повышение надежности работы нефтепроводного транспорта и предотвращение аварийных ситуаций;
- сокращение потерь нефти при транспортировании и хранении;
- обеспечение качества поставляемых нефтей;
- осуществление оперативного учета материальных и энергетических ресурсов и затрат;
- сокращение (до минимума) времени и объема обслуживания и ремонта нефтепровода.
8.1.3 Технологическим объектом управления для АСУ ТП может являться НПС, один или несколько отдельных нефтепроводов, или их эксплуатационных участков независимо от административного подчинения.
8.1.4 С целью повышения уровня эксплуатации, улучшения использования оборудования и ресурсов при определении организационной структуры АСУ ТП следует совмещать управление несколькими объектами в общем районном диспетчерском пункте (РДП). С учетом устойчивой работы линии связи и экономических соображений должно предусматриваться создание крупных РДП, вплоть до объединения всех НПС и линейной части в пределах территориального управления под контролем территориального диспетчерского пункта (ТДП).
8.1.5 Контроль и управление каждой насосной должны осуществляться централизованно. При размещении на одной площадке нескольких насосных в операторной одной из них следует предусматривать создание местного диспетчерского пункта (МДП) для дистанционного контроля и управления всеми насосными на этой площадке. На НПС с емкостями в МДП сосредотачивается также управление резервуарным парком, подпорной насосной, узлами учета и т.д.
8.1.6 Объемы автоматизации и состав средств в системах локальной автоматики НПС должны обеспечивать работу сооружений НПС без дежурного персонала при управлении средствами телемеханики, а также контроль и управление дежурным оператором при неисправности или отсутствии средств телемеханики.
8.1.7 Резервуарные парки должны быть оборудованы средствами местного и дистанционного измерения уровня в резервуарах, управления задвижками, участвующими в основных технологических операциях, а так же системой автоматической защиты от перелива резервуаров и повышения давления в подводящих трубопроводах.
8.1.8 В состав комплекса технических средств АСУ ТП входят:
- вычислительный комплекс совместно с устройствами сбора, представления и регистрации информации;
- средства телемеханизации насосных станций и линейных сооружений;
- системы локальной автоматики нефтеперекачивающих станций, линейной части, пунктов приема и сдачи нефти;
- системы измерения (учета) количества и качества нефти, электроэнергии;
- аппаратура передачи данных.
8.1.9 Технические характеристики автоматизированных систем управления (быстродействие, надежность, точность выполнения функций и т.п.) принимаются в соответствии с требованиями на создание Единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ).
8.1.10 Проектирование систем автоматики, телемеханики должно выполняться на базе микропроцессорных средств с учетом создания единых сетевых структур.
8.1.11 Все программно-логические контроллеры, применяемые в локальных системах автоматики должны иметь возможность передавать информацию в технологическую сеть ПЛК НПС (ЛПДС). Все ПЛК должны соответствовать требованиям рекомендаций МЭК (IEC) 61131-1. Программирование ПЛК должно осуществляться в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61131-3.
В микропроцессорных системах автоматики предусматривается использование аварийного контроллера или блока ручного управления для реализации функций общестанционных защит и аварийной остановки НПС.
8.1.12 Для обеспечения обмена информацией между отдельными системами локальной автоматики использовать протоколы:
- Modbus для связи с вторичными блоками измерительных приборов;
- Modbus + для связи ПЛК различных систем локальной автоматики;
- протокол в соответствии с требованиями МЭК (IEC) 61158-4 для связи ПЛК различных систем локальной автоматики и передачи данных от интеллектуальных датчиков в ПЛК;
- канальный протокол Ethernet, транспортный TCP/IP для связи АРМ (систем верхнего уровня) локальных систем автоматики в локальную сеть МДП. При этом ЛВС МДП, в состав которой входят технические средства систем локальной автоматики должна быть организована отдельно от ЛВС НПС (ЛПДС), РУМН, ТДП, используемой для задач АСУП.
8.1.13 Построение систем автоматики должно предусматривать модульность построения, обеспечивающую создание распределенных систем и возможность поэтапного внедрения средств автоматизации.
8.1.14 Параметры автоматизации и требования к средствам автоматизации отдельных объектов (насосные, резервуарные парки, узлы учета, системы энергоснабжения, вспомогательные системы) определяются по ведомственным нормативным документам.
8.2 Автоматическая защита
8.2.1 Магистральная насосная
8.2.1.1 Каждая МН должна иметь автоматические защиты, действующие на отключение всех насосных агрегатов при появлении следующих событий и ситуаций:
- снижение давления на входе НПС ниже минимального значения;
- повышение давления в коллекторе МН перед узлом регулирования (или перед узлом подогрева нефти, узлом учета нефти и т.п.) выше максимального значения;
- повышение давления на выходе НПС после узла регулирования (или другого технологического объекта трубопровода до линейной части) выше максимального значения;