РД-35.240.50-КТН-0109-23 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПЛОЩАДОЧНЫХ И ЛИНЕЙНЫХ ОБЪЕКТОВ Основные положения
реклама
До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТРАНСНЕФТЬ» (ПАО «ТРАНСНЕФТЬ») РД-35.240.50-КТН-0109-23 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПЛОЩАДОЧНЫХ И ЛИНЕЙНЫХ ОБЪЕКТОВ Основные положения ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ РЕДАКЦИЯ Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Настоящий документ представляет собой специальную ознакомительную редакцию РД-35.240.50-КТН-0109-23. По вопросу получения полноформатной копии РД-35.240.50-КТН-0109-23, а также других корпоративных стандартов ПАО «Транснефть» обращайтесь в организацию, уполномоченную на их предоставление: ООО «НИИ Транснефть» 117186, г. Москва, Севастопольский проспект, 47А, тел. (495) 950-82-96, [email protected]; https://niitn.transneft.ru/activity/fund/ Информация о порядке проведения экспертизы технической документации на продукцию с целью оценки соответствия требованиям ПАО «Транснефть» размещена на сайте ООО «НИИ Транснефть» по адресу: https://niitn.transneft.ru/about/activity/reestr_ovp/ ________________________________________________________________________________ Права на настоящий документ принадлежат ПАО «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ПАО «Транснефть». ® ПАО «Транснефть», 2023 г. II Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Содержание 1 Область применения .......................................................................................................................1 2 Нормативные ссылки ......................................................................................................................1 3 Термины и определения .................................................................................................................5 4 Обозначения и сокращения ............................................................................................................7 5 Основные положения по автоматизации и телемеханизации технологических процессов магистральных трубопроводов ...........................................................................12 5.1 Общие требования к системам автоматизации и телемеханизации ТП МТ.............12 5.2 Уровни управления объектами МТ ..............................................................................16 5.3 Требования к функциям систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ ...........17 5.3.1 Информационная функция ......................................................................................... 17 5.3.2 Функция защиты ..........................................................................................................21 5.3.3 Функция управления ...................................................................................................24 5.4 Требования к надежности систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ ........25 5.5 Требования к метрологическому обеспечению систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ .............................................................................................. 26 5.6 Требования к обеспечению информационной безопасности в системах автоматизации и телемеханизации ТП МТ .................................................................30 5.7 Требования к программному обеспечению систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ .............................................................................................. 31 5.7.1 Системное программное обеспечение .......................................................................31 5.7.2 Инструментальное программное обеспечение ......................................................... 31 5.7.3 Прикладное программное обеспечение ....................................................................32 5.8 Требования к техническим средствам систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ .............................................................................................. 34 5.9 Требования к источникам бесперебойного питания, применяемым для электроснабжения систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ ...................38 5.10 Требования к монтажу кабелей, импульсных линий, термокарманов преобразователей температуры систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ ............................................................................................................................. 40 III Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.10.1 Монтаж кабелей .........................................................................................................40 5.10.2 Монтаж импульсных линий .....................................................................................45 5.10.3 Монтаж термокарманов преобразователей температуры .....................................47 6 Автоматизация технологических процессов магистральных трубопроводов ........................48 6.1 Общие требования к системам автоматизации площадочных объектов МТ ...........48 6.2 Контроль текущего состояния, управление и защиты высоковольтных магистральных и подпорных насосных агрегатов .....................................................54 6.2.1 Контроль текущего состояния МНА (ПНА) ............................................................. 54 6.2.2 Режимы управления МНА и ПНА .............................................................................58 6.2.3 Контроль готовности к пуску МНА ..........................................................................60 6.2.4 Контроль готовности к пуску ПНА ...........................................................................66 6.2.5 Программы пуска МНА (ПНА) ..................................................................................70 6.2.6 Программы остановки МНА (ПНА) ..........................................................................74 6.2.7 Особенности управления высоковольтным МНА (ПНА) с ЧРП ............................ 79 6.2.8 Автоматизированный переход с МНА на МНА .......................................................84 6.2.9 Агрегатные защиты МНА (ПНА) ..............................................................................86 6.3 Автоматизация вспомогательных систем ....................................................................91 6.3.1 Контроль текущего состояния и управление агрегатами вспомсистем .................91 6.3.2 Автоматизация маслосистемы ...................................................................................97 6.3.3 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы МНА на основе двух маслонасосов с электрическим приводом .........................................100 6.3.4 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы МНА на основе маслонасоса с механическим приводом .....................................................103 6.3.5 Автоматизация системы запирания торцовых уплотнений ..................................105 6.3.6 Автоматизация системы откачки утечек и ССВД ..................................................107 6.3.7 Управление системами размыва донных отложений ............................................109 6.4 Общестанционные защиты .......................................................................................... 109 6.4.1 Общие положения .....................................................................................................109 IV Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.4.2 Отключение насосных агрегатов по общестанционным защитам ....................... 112 6.4.3 Защиты по избыточному давлению в технологических трубопроводах НПС ............................................................................................................................ 114 6.4.4 Защита объектов МТ от утечек в воздушное пространство паров нефти/нефтепродукта ............................................................................................... 116 6.4.5 Отключение МНС (ПНС) кнопкой «Стоп» ............................................................. 122 6.4.6 Защиты МНС (ПНС) при затоплении помещений и аварийном уровне нефти/нефтепродукта в емкостях ............................................................................123 6.4.7 Защита по отсутствию связи КЦ МПСА НПС с УСО ...........................................123 6.4.8 Защиты резервуарного парка ...................................................................................125 6.4.9 Защиты по пожару .....................................................................................................129 6.5 Автоматизация установок пенного тушения пожаров, установок водяного охлаждения резервуаров и установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей ......................................................................................................130 6.5.1 Общие требования .....................................................................................................130 6.5.2 Требования к средствам обнаружения пожара МПСА ПТ ...................................135 6.5.3 Требования к работе МПСА ПТ ..............................................................................139 6.5.4 Требования к световой и звуковой сигнализации МПСА ПТ............................... 152 6.5.5 Требования к взаимодействию МПСА ПТ с другими системами ........................ 154 7 Телемеханизация технологических процессов магистральных трубопроводов ...................155 7.1 Общие положения по телемеханизации технологических процессов магистральных трубопроводов ..................................................................................155 7.2 Каналы передачи данных для систем телемеханизации ТП МТ ............................. 160 8 Диспетчерский контроль и защита технологических участков ..............................................161 8.1 Система диспетчерского контроля и управления .....................................................161 8.2 Системы обнаружения утечек .....................................................................................161 8.3 Система контроля за сейсмическими воздействиями ...............................................161 8.4 Защита линейной части магистрального трубопровода ...........................................162 9 Регулирование в технологических процессах магистральных трубопроводов ....................165 V Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 10 Управление задвижками ...........................................................................................................172 Приложение А (обязательное) Настройка защит по избыточному давлению ......................... 177 Приложение Б (обязательное) Требования к алгоритмам и параметрам настроек СА ...........180 Приложение В (обязательное) Объемы телемеханизации МТ ..................................................470 Приложение Г (обязательное) Перечень параметров, передаваемых в информационные системы ПАО «Транснефть» с приемо-сдаточных пунктов, осуществляющих сдачу или прием нефти/нефтепродуктов «в» или «из» системы магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть» ....................................................................................522 Приложение Д (обязательное) Объём обмена данными между АСТУЭ (АСМЭ) и системами технологической автоматизации ......................................................................545 Приложение Е (обязательное) Типовые требования к дополнительным действиям СА при наличии ППН .................................................................................................................546 Приложение Ж (обязательное) Требования к защите устройств и элементов, входящих в состав систем автоматизации и телемеханизации объектов МТ, от импульсных помех и перенапряжений .....................................................................................................563 Библиография .................................................................................................................................571 VI Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 1 Область применения 1.1 Настоящий документ определяет требования к системам автоматизации и телемеханизации технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ПАО «Транснефть». 1.2 Документ распространяется на: - вновь проектируемые системы и средства автоматизации и телемеханизации технологического оборудования объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при новом строительстве, реконструкции и техперевооружении объектов в целом или отдельных технологических узлов и оборудования в полном объёме; - эксплуатируемые системы автоматизации и телемеханизации технологического оборудования объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов только в части приведения в соответствие с настоящим руководящим документом значений уставок защит и сигнализации, если приведение к новым уставкам не требует замены оборудования или доработки программного обеспечения систем автоматизации и телемеханизации. 1.3 Настоящий документ обязателен для применения структурными подразделениями организаций системы «Транснефть», организациями, осуществляющими проектирование, поставку, монтаж и наладку систем автоматизации и телемеханизации технологического оборудования для объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов организаций системы «Транснефть». 2 Нормативные ссылки В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы: ГОСТ 12.4.026-2015 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия ГОСТ 14254-2015 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP) ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды ГОСТ 22520-85 Датчики давления, разрежения и разности давлений с электрическими аналоговыми выходными сигналами ГСП. Общие технические условия 1 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ГОСТ 30336-95 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к импульсному магнитному полю. Технические требования и методы испытаний ГОСТ 30804.4.2-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний ГОСТ 30804.4.3-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний ГОСТ 30804.4.4-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний ГОСТ 30804.4.11-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к провалам, кратковременным прерываниям и изменениям напряжения электропитания. Требования и методы испытаний ГОСТ 30804.6.2-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых в промышленных зонах. Требования и методы испытаний ГОСТ 31565-2012 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности ГОСТ 32133.2-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Системы бесперебойного питания. Требования и методы испытаний ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ГОСТ 34396-2018 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия ГОСТ IEC 60079-10-1-2013 Взрывоопасные среды. Часть 10-1. Классификация зон. Взрывоопасные газовые среды ГОСТ IEC 60079-14-2013 Взрывоопасные среды. Часть 14. Проектирование, выбор и монтаж электроустановок ГОСТ IEC 61000-4-12-2016 Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-12. Методы испытаний и измерений. Испытание на устойчивость к звенящей волне ГОСТ Р 50648-94 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к магнитному полю промышленной частоты. Технические требования и методы испытаний 2 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Р 50652-94 Совместимость технических средств электромагнитная. До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ГОСТ Устойчивость к затухающему колебательному магнитному полю. Технические требования и методы испытаний ГОСТ Р 51317.2.4-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Электромагнитная обстановка. Уровни электромагнитной совместимости для низкочастотных кондуктивных помех в системах электроснабжения промышленных предприятий ГОСТ Р 51317.4.5-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 51317.4.6-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 51317.4.14-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к колебаниям напряжения питания. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 51317.4.16-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам в полосе частот от 0 до 150 кГц. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 51317.4.28-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к изменениям частоты питающего напряжения. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 51516-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость измерительных реле и устройств защиты к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия ГОСТ Р 53325-2012 Техника пожарная. Технические средства пожарной автоматики. Общие технические требования. Методы испытаний ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения ГОСТ Р 58362-2019 Магистральный нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования. Основные положения, термины и определения 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей ГОСТ Р МЭК 62040-1-1-2009 Источники бесперебойного питания (ИБП). Часть 1-1. Общие требования и требования безопасности для ИБП, используемых в зонах доступа оператора ГОСТ IEC 61643-11-2013 Устройства защиты от перенапряжений низковольтные. Часть 11. Устройства защиты от перенапряжений, подсоединенные к низковольтным системам распределения электроэнергии. Требования и методы испытаний СП 1.13130.2020 Системы противопожарной защиты. Эвакуационные пути и выходы СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности СП 484.1311500.2020 Системы противопожарной защиты. Системы пожарной сигнализации и автоматизация систем противопожарной защиты. Нормы и правила проектирования СП 77.13330.2016 «СНиП 3.05.07-85 Системы автоматизации» СП 423.1325800.2018 Электроустановки низковольтные зданий и сооружений. Правила проектирования во взрывоопасных зонах ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание шестое и седьмое РД-35.240.50-КТН-241-19 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Системы автоматизации и телемеханизации технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Технические решения РД-35.240.00-КТН-0210-20 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. АСУТП и технологические сети связи организаций системы «Транснефть». Требования к мерам и способам обеспечения информационной безопасности ОТТ-17.020.00-КТН-0286-21 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Оборудование нижнего уровня автоматизированных систем управления технологическим процессом. Общие технические требования 4 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим документом целесообразно проверить действие ссылочных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку. 3 Термины и определения В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 корпоративная компьютерная сеть ПАО «Транснефть»: Организационно- технический комплекс, обеспечивающий функционирование единой информационной среды организаций системы Транснефть посредством телекоммуникационных услуг и средств хранения и передачи данных. 3.2 критерий качества функционирования А: В период воздействия и после прекращения помехи оборудование АСУТП должно продолжать функционировать в соответствии с назначением без вмешательства оператора. 3.3 маршрут движения нефти/нефтепродукта по площадочному объекту МТ: Возможный путь следования нефти/нефтепродукта по технологическим трубопроводам площадочного объекта МТ от начальной до конечной точки маршрута. Примечания 1. Начальной точкой маршрута движения нефти/нефтепродукта по площадочному объекту МТ могут быть: вход НПС, резервуар РП, выходной коллектор ПНА или ПНС, выходной коллектор МНС и др. 2. Конечной точкой маршрута движения нефти/нефтепродукта по площадочному объекту МТ могут быть: резервуар РП, входной коллектор ПНА или ПНС, входной коллектор МНС, выход НПС и др. 3. Состояние «маршрут открыт» - состояние маршрута, характеризующееся возможностью перекачки нефти/нефтепродукта через полностью открытые задвижки по всему пути следования от начальной до конечной точки маршрута. 4. Состояние «маршрут закрыт» - состояние маршрута, характеризующееся отсутствием возможности перекачки нефти/нефтепродукта по маршруту из-за наличия закрытых задвижек. 5. Возможность перекачки по маршруту формируется по результатам определения состояния маршрута, отличного от состояния «маршрут закрыт». 6. Готовность к перекачке по маршруту формируется по результатам определения состояния «маршрут открыт». 3.4 местный диспетчерский пункт; МДП: Комплекс помещений на площадочном объекте МТ с размещенными в нём автоматизированными рабочими местами оперативного персонала, предназначенный для управления технологическим оборудованием всех площадочных объектов МТ, расположенных на одной площадке. П р и м е ч а н и е – МДП располагается в одной из операторных на площадке и может обозначаться термином «центральная операторная». 3.5 операторная (площадочного объекта МТ): Комплекс помещений на площадочном объекте МТ с размещенными в нём автоматизированными рабочими местами 5 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » оперативного персонала, предназначенный для управления технологическим оборудованием площадочного объекта МТ. 3.6 пусковой режим работы насосного агрегата: Режим работы насосного агрегата в процессе запуска. 3.7 рабочий интервал подач насоса: Интервал подач насоса, в котором допускается его длительная эксплуатация без риска повреждения. П р и м е ч а н и е – Верхний и нижний пределы интервала ограничены максимальной допустимой подачей и минимальной допустимой подачей. 3.8 районный диспетчерский пункт; РДП: Комплекс помещений в административном здании филиала организации системы «Транснефть» с размещенными в нём автоматизированными рабочими местами диспетчерского персонала, предназначенный для мониторинга за состоянием объектов магистрального трубопровода, ходом производства ремонтных работ на объектах магистрального трубопровода и оперативно-диспетчерского управления технологическим процессом транспортировки нефти/нефтепродуктов по технологическим участкам магистрального трубопровода в своей зоне диспетчерской ответственности. П р и м е ч а н и е – Назначение РДП управляющим диспетчерским пунктом осуществляется в соответствии с НД ПАО «Транснефть». 3.9 территориальный диспетчерский пункт; ТДП: Комплекс помещений в административном здании организации системы «Транснефть», включающий в себя центр управления транспортировкой нефти и/или нефтепродуктов, с размещенными в нём автоматизированными рабочими местами диспетчерского персонала, предназначенный для сбора, обработки информации о состоянии объектов магистральных трубопроводов, планирования, контроля и управления транспортировкой нефти и/или нефтепродуктов в своей зоне диспетчерской ответственности. П р и м е ч а н и е – Назначение ТДП управляющим диспетчерским пунктом осуществляется в соответствии с НД ПАО «Транснефть». 3.10 центральный диспетчерский пункт; ЦДП: Комплекс помещений в здании ПАО «Транснефть», включающий в себя центр управления потоками нефти и нефтепродуктов, с размещенными в нём автоматизированными рабочими местами диспетчерского персонала, предназначенный для сбора, обработки информации о состоянии объектов магистрального трубопровода, планирования, контроля и оперативно- диспетчерского управления транспортировкой нефти и нефтепродуктов. 6 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 3.11 шкала средства измерений: Часть показывающего устройства средства измерений, представляющая собой упорядоченный ряд отметок вместе со связанной с ними нумерацией. 3.12 эвакуационный выход: Выход, ведущий на путь эвакуации, непосредственно наружу или в безопасную зону. П р и м е ч а н и е – Эвакуационные выходы и пути эвакуации должны соответствовать требованиям Федерального закона [1], СП 1.13130.2020. 4 Обозначения и сокращения В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения: АВР – автоматическое включение резерва; АВО – агрегат воздушного (водяного) охлаждения; АДЭС – автономная дизельная электростанция (работающая на сырой нефти); АНП – автомобильный наливной пункт; АПВ – автоматическое повторное включение; АПС – автоматический пункт секционирования; АРМ – автоматизированное рабочее место; АСК – автоматизированная система контроля; АСМЭ – автоматизированная система мониторинга электрооборудования; АСТУЭ – автоматизированная система технического учёта электроэнергии; АСУТП – автоматизированная система управления технологическим процессом; АУОТ – аппарат управления оперативным током; АЧР – автоматическая частотная разгрузка; БАВР – быстродействующий автоматический ввод резерва; БИЛ – блок измерительных линий; БИК – блок измерения показателей качества нефти/нефтепродуктов; БМЦС – блок микропроцессорный центральной сигнализации; БРУ – блок ручного управления; БФ – блок фильтров; ВВ – высоковольтный выключатель; Вз – вискозиметр; ВЛ – воздушная линия; Вл – влагомер; ВНР – восстановление нормального режима; ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи; 7 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ГЛОНАСС – глобальная навигационная спутниковая система; ДРД – допустимое рабочее давление; ДЭМ – дежурный электромонтёр; ДЭС – дизельная электростанция; ЖБР – железобетонный резервуар; ЖБРП – железобетонный резервуар с понтоном; ЖБРПК – железобетонный резервуар с плавающей крышей; ЗА – запорная арматура; ЗИП – запасные части, инструменты, принадлежности; ЗМН – защита от минимального напряжения; ЗПП – защита от потери питания; ЗПУ – запорно-пусковое устройство; ЗРУ – закрытое распределительное устройство; ИБП – источник бесперебойного питания; ИБЦ – искробезопасные цепи; ИВК – измерительно-вычислительный комплекс; ИЛ – измерительная линия; ИМ – исполнительный механизм; ИО – исполнительный орган; ИПР – извещатель пожарный ручной; КАЗ – контроллер аварийных защит; КВЗ – конечный выключатель закрытия; КВО – конечный выключатель открытия; КДЗС – комплект деталей защиты сростка оптоволокна; КИП – контрольно-измерительные приборы; КП – контролируемый пункт; КТП – комплектная трансформаторная подстанция; КУР – камера управления резервуаром; КХПД – корпоративное хранилище производственных данных; КЦ – контроллер центральный; ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция; ЛТМ – линейная телемеханика; ЛЧ – линейная часть; 8 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ЛЭП – линия электропередачи; МДП – местный диспетчерский пункт; МНА – магистральный насосный агрегат; МНС – магистральная насосная станция; МНСЗ – магистральная насосная станция закрытого исполнения; МНСО – магистральная насосная станция открытого исполнения; МП – магнитный пускатель; МПЗ – магнитный пускатель закрытия; МПО – магнитный пускатель открытия; МПР – массовый преобразователь расхода; МПСА – микропроцессорная система автоматизации; МТ – магистральный трубопровод; МТЗ – максимальная токовая защита; НА – насосный агрегат; НКПРП – нижний концентрационный предел распространения пламени; НПС – нефтеперекачивающая (нефтепродуктоперекачивающая) станция; ОРУ – открытое распределительное устройство; ОСТ – организации системы Транснефть; ПАО – публичное акционерное общество; ПКУ – пункт контроля и управления; ПЛК – программируемый логический контроллер; ПНА – подпорный насосный агрегат; ПНР – пуско-наладочные работы; ПНС – подпорная насосная станция; ПНСЗ – подпорная насосная станция закрытого исполнения; ПНСО – подпорная насосная станция открытого исполнения; ПО – программное обеспечение; ПП – преобразователь плотности; ППН – пункт подогрева нефти; ПР – преобразователь расхода; ПСП – приемо-сдаточный пункт; ПТ – пожаротушение; ПТК – программно-технический комплекс; 9 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ПТП – противотурбулентная присадка; ПУ предохранительные устройства; ПУЭ – правила устройства электроустановок; ПЧ – преобразователь частоты; РАС – резервуар аварийного сброса; РВС – резервуар вертикальный стальной; РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном; РВСПА – резервуар вертикальный стальной с купольной крышей из алюминиевых сплавов; РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей; РГС – резервуар горизонтальный стальной; РД – регулятор давления; РДП – районный диспетчерский пункт; РЗиА – релейная защита и автоматика; РП – резервуарный парк; РР – регулятор расхода; РСУ – резервная схема учёта; РФ – Российская Федерация; СА – система автоматизации; САОН – система автоматического ограничения нагрузки; САР – система автоматического регулирования; САУ – система автоматизированного управления; СБ – служба безопасности1); СДКУ – система диспетчерского контроля и управления; СИ – средство измерений; СИКН – система измерений количества и показателей качества нефти/нефтепродуктов; СКЗ – станция катодной защиты; СКР – система контроля режимов; СКСВ – система контроля сейсмических воздействий; СКУТ – система контроля уровня и температуры; СЛА – система локальной автоматики; В настоящем документе под СБ понимается соответствующее подразделение безопасности. Организационная структура подразделений безопасности документом не определяется. 1) 10 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » СМНиНП – Система магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; СМНП – специализированный морской нефтеналивной порт; СОД – средство очистки и диагностики; СОТ – система охранная телевизионная; СОИ – система сбора и обработки информации; СОУ – система обнаружения утечек; СОУЭ – система оповещения и управления эвакуацией; СППК – специальный пружинный предохранительный клапан; Ср – серомер; ССВД – система сглаживания волн давления; СТМ – станционная телемеханика; СШ – секция шин (ЗРУ, КТП, ЩСУ); ТАВР – тиристорный автоматический ввод резерва; ТДП – территориальный диспетчерский пункт; ТМ – телемеханизация; ТП – технологический процесс; ТПУ – трубопоршневая установка; ТСПД – технологическая сеть передачи данных; ТУ – технологический участок; УВП – установка по вводу присадок; УГП – устройство гарантированного питания; УДЗ – устройство дренажной защиты; УДП – устройство дистанционного пуска; УЗА – узел запорной арматуры; УЗР ультразвуковой расходомер; УПВД – устройство плавного включения двигателя; УПС – узел подключения станции; УРД – узел регулирования давления; УРОВ – устройство резервирования при отказе выключателя; УСО – устройство связи с объектом; ФГУ – фильтры-грязеуловители; ФТО – фильтр тонкой очистки; ЦДП – центральный диспетчерский пункт; 11 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » ЦОМ – центр оперативного мониторинга; ЦПУ – центральное процессорное устройство; ЦСПА – централизованная система противоаварийной автоматики; ЧРП – частотно-регулируемый привод; ШС – шкаф серверный; ШТМ – шкаф телемеханики; ШУ – шкаф управления; ШУСМ – шкаф управления системой микроклимата; ЩСУ – щит станции управления; ЭД – электродвигатель; ЭХЗ – электрохимическая защита; CSV (Comma-Separated Values) значения, разделённые запятыми; SNMP (Simple Network Management Protocol) – простой протокол сетевого управления; UTC (Coordinated Universal Time) – стандарт, по которому общество регулирует часы и время. П р и м е ч а н и е – Шкала UTC основана на равномерной шкале атомного времени и отличается на целое количество секунд от атомного времени. 5 Основные положения по автоматизации и телемеханизации технологических процессов магистральных трубопроводов 5.1 Общие требования к системам автоматизации и телемеханизации ТП МТ 5.1.1 Системы автоматизации и телемеханизации технологических процессов МТ создаются с целью обеспечения безопасной транспортировки нефти/нефтепродуктов с заданной производительностью и должны обеспечивать: - управление технологическим оборудованием МТ из операторной, МДП, РДП (ТДП); - автоматическую защиту и блокировку управления технологическим оборудованием МТ; - автоматическую защиту трубопроводов линейной части МТ и технологических трубопроводов НПС от превышения давления; - автоматическое регулирование давления, расхода, температуры и показателей качества нефти; - автоматическое регулирование давления, расхода нефтепродуктов; 12 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов на линейной части МТ; - регистрацию, архивирование и отображение информации о работе технологического оборудования МТ; - связь с другими системами автоматизации и информационными системами. В общем случае системы автоматизации и телемеханизации площадочного объекта МТ должны состоять из: - микропроцессорных систем автоматизации технологического оборудования НПС (МПСА НПС) – по количеству НПС (МНС, ПНС, РП) на одной технологической площадке; - микропроцессорных систем автоматизации систем пожаротушения НПС (МПСА ПТ НПС) – по количеству систем пожаротушения НПС (МНС, ПНС, РП) на одной технологической площадке; - станционной системы телемеханики, объединённых технологической сетью передачи данных МДП (общей для всех НПС и систем пожаротушения на одной технологической площадке). 5.1.2 Оборудование, установленное на объектах МТ (системы связи, системы энергоснабжения, технологическое оборудование), должно обеспечивать возможность автоматизации и телемеханизации технологического оборудования этих объектов МТ. 5.1.3 Для объектов МТ, по которым перекачивается высоковязкая нефть, в дополнение к основным положениям, указанным в настоящем документе, проектной документацией должны быть определены требования к автоматизации пунктов подогрева нефти и режимам ее транспортировки. Данные требования устанавливаются в соответствии с фактическими свойствами нефти. 5.1.4 Автоматизация нефтеналивных причалов перегрузочных комплексов, эстакад для слива-налива нефти и пунктов налива нефтепродуктов должна выполняться в соответствии с требованиями ВНТП 5-95 и требованиями настоящего документа. 5.1.5 Автоматизация и телемеханизация технологических процессов МТ должна выполняться на базе типовых технических решений, утвержденных ПАО «Транснефть». Структурные схемы систем автоматизации и телемеханизации не должны быть ориентированы на оборудование конкретного производителя, за исключением оборудования, производимого предприятиями ОСТ, и их структурами. 5.1.6 При проектировании, разработке и вводе в эксплуатацию систем автоматизации и телемеханизации технологических процессов МТ кроме требований настоящих норм должны выполняться требования: 13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - действующего законодательства Российской Федерации; - действующих нормативных документов федеральных органов исполнительной власти (надзорных органов); - документов ПАО «Транснефть»1); - технической документации на оборудование. При наличии различий между требованиями этих документов, должны учитываться более жесткие требования. Системы автоматизации и телемеханизации технологических процессов МТ, находящиеся в эксплуатации, должны соответствовать требованиям проектной документации, по которой они построены. 5.1.7 Вводимые в эксплуатацию на объектах МТ системы и средства автоматизации и телемеханизации технологических процессов должны иметь действующую разрешительную документацию в полном объёме требований, изложенных в 5.1.6. Разрешительная документация систем и средств автоматизации и телемеханизации технологических процессов на объектах МТ, расположенных на зарубежных территориях, должна соответствовать требованиям национальных стандартов соответствующих государств. 5.1.8 Для автоматизации систем тушения пожаров должны применяться средства и системы, сертифицированные в установленном порядке уполномоченной организацией в области пожарной безопасности. 5.1.9 На объектах МТ допускаются к применению только системы автоматизации и телемеханизации (в том числе – иностранного производства), в технической документации которых указан их срок службы. После достижения установленного срока, дальнейшая эксплуатация систем без проведения процедур по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается. 5.1.10 Все оборудование, эксплуатируемое во взрывоопасных зонах, должно иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее требованиям ТР ТС 012/2011 [3] для зон соответствующего класса при соответствующей категории и группе смеси и подтвержденное сертификатом, оформленным в соответствии с действующими нормами и правилами. 1) В настоящем документе под действующими на момент проектирования нормативными документами ПАО «Транснефть» понимаются нормативные документы ПАО «Транснефть» действующие на стадии проектирования соответствующих систем автоматизации и телемеханизации до момента направления проектной документации на государственную экспертизу (экспертизу промышленной безопасности) или до утверждения проектной документации «в производство работ». 14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.1.11 На объекты МТ допускается поставка таких систем автоматизации и телемеханизации технологических процессов, техническая документация которых включена установленным порядком в Реестр основных видов применяемые в продукции, применяемой ПАО «Транснефть». 5.1.12 Технические средства, системах автоматизации и телемеханизации, а также системы в целом, должны комплектоваться полным набором эксплуатационной документации на русском языке и сопровождаться услугами технической поддержки, предоставляемыми по запросу предприятиями - изготовителями (поставщиками). 5.1.13 Однотипные технические средства, применяемые в системах автоматизации и телемеханизации, должны быть взаимозаменяемыми, т.е. любое функционально законченное техническое средство (изделие) должно допускать его замену изделием того же типа без каких-либо конструктивных оборудования системы изменений (кроме случаев, или регулировок специально в других оговоренных в компонентах технической документации на изделие). 5.1.14 Средства автоматизации и телемеханизации в части устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды по исполнению для различных климатических районов и категорий размещения должны соответствовать требованиям ГОСТ 15150. Однотипные приборы каждой группы КИП (преобразователи (сигнализаторы) давления, температуры, уровня и т.п.), имеющие разную категорию размещения, в составе одной СА площадочного объекта МТ должны поставляться в соответствии с одной (самой строгой из необходимых) категорией размещения по ГОСТ 15150. 5.1.15 Система классификации степеней защиты от попадания внешних твердых предметов, воды, обеспечиваемая оболочкой (корпусом) средств автоматизации и телемеханизации, должна отвечать требованиям ГОСТ 14254. 5.1.16 Оборудование систем автоматизации и телемеханизации относится к электроприемникам особой группы I категории электроснабжения, не допускающей перерыва электропитания. 5.1.17 Электрическая сеть переменного тока, подводимая к распределительным щитам, питающим оборудование систем автоматизации и телемеханизации, должна по качеству электроэнергии соответствовать ГОСТ 32144. 5.1.18 Заземление оборудования и элементов в системах класса АСУТП должно быть выполнено в соответствии с требованиями ПУЭ и требованиями заводов-изготовителей 15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » оборудования. При этом в системах класса АСУТП должны использоваться схемы, элементы и оборудование, не требующие подключения к отдельному контуру функционального заземления. 5.1.19 Системы автоматизации и телемеханизации должны выполняться на базе микропроцессорных средств. 5.1.20 В качестве системного времени в системах автоматизации и телемеханизации устанавливается московское время, синхронизация времени производится по эталонным сигналам времени с использованием глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС. 5.1.21 Режим функционирования систем автоматизации и телемеханизации – непрерывный. 5.2 Уровни управления объектами МТ 5.2.1 Автоматизация и телемеханизация технологических процессов МТ должна обеспечивать функционирование следующих уровней управления: - уровень площадочного объекта; - уровень филиала ОСТ; - уровень ОСТ; - уровень ПАО «Транснефть». 5.2.2 Из операторной (на уровне площадочного объекта) должно быть обеспечено управление технологическим оборудованием одной НПС, ПСП. 5.2.3 Из МДП (на уровне площадочного объекта) должно быть обеспечено управление технологическим оборудованием всех МНС, ПНС, РП, ПСП нефти или нефтепродуктов, расположенных на одной площадке, с обеспечением взаимодействия указанных технологических объектов, контроль текущего состояния объектов линейной части МТ в пределах установленных границ ТУ МТ для данной НПС (ЛПДС). П р и м е ч а н и е – При размещении на одной площадке нескольких объектов МТ, МДП для дистанционного контроля и управления всеми объектами МТ на этой площадке размещается в операторной одного из них. 5.2.4 Из РДП (на уровне филиала ОСТ) должно быть обеспечено управление технологическим процессом транспортировки нефти/нефтепродуктов в пределах границ ТУ МТ, входящих в зону ответственности данного РДП. 5.2.5 Из ТДП (на уровне ОСТ) должно быть обеспечено управление технологическим процессом транспортировки нефти/нефтепродуктов в пределах границ ТУ МТ, входящих в зону ответственности данного ТДП. 16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » П р и м е ч а н и е – Для осуществления взаимодействия на границах ТУ МТ в МДП (оператору), в РДП, ТДП (диспетчеру) должна предоставляться возможность контроля состояния смежных ТУ соответствующего уровня. 5.2.6 Из ЦДП (на уровне ПАО «Транснефть») должен быть обеспечен контроль за работой СМНиНП. 5.3 Требования к функциям телемеханизации ТП МТ систем автоматизации и Системы автоматизации и телемеханизации должны: - обеспечивать управляющий персонал достоверной информацией в реальном масштабе времени о состоянии технологического оборудования (технологического процесса), представляемой ему в объемах и формах, необходимых и максимально приспособленных для принятия им правильных и своевременных решений по управлению; П р и м е ч а н и е – В настоящем документе под «управляющим персоналом» понимается обобщённое наименование персонала, ведущего непосредственное управление технологическим процессом (технологическим оборудованием), деятельность которого автоматизируется комплексом средств автоматизации соответствующей АСУТП (в этом же смысле в зависимости от уровня управления может быть использовано понятие «оператор», или понятие «диспетчер»). Организационная структура управления, в т.ч. должности и профессии в соответствии с единым тарифно-квалификационным справочником, документом не определяются и не рассматриваются. - предоставлять управляющему персоналу возможность управления технологическим оборудованием в реальном масштабе времени; - освобождать управляющий персонал от необходимости выполнять действия по управлению в ситуациях, требующих безошибочного реагирования при дефиците времени (например, в случаях аварийных ситуаций), и/или от выполнения повторяющихся трудоемких операций (например, по регулированию отдельных технологических параметров). 5.3.1 Информационная функция 5.3.1.1 Информационная функция в зависимости от реализуемых АСУТП задач должна обеспечивать: а) получение сигналов состояния и текущих значений технологических параметров режима работы трубопровода и оборудования объектов МТ; б) проверку достоверности измеренных значений технологических параметров; в) проверку соответствия измеренных значений технологических параметров допускаемым (нормативным) значениям/уставкам; г) фиксацию несоответствия фактических и нормативных значений; д) формирование звуковой и визуальной предупредительной или аварийной сигнализации при: 17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - отклонении параметров режима работы ТУ, оборудования объектов МТ или СА/ТМ от нормативных значений; - изменении состояния оборудования объектов МТ или СА/ТМ, характеризующем переход данного оборудования в неисправное или аварийное состояние; - изменении состояния оборудования объектов МТ или СА/ТМ, приводящее к нештатной работе трубопровода или самой системы; - срабатывании автоматических защит; П р и м е ч а н и е – Управляющий персонал должен подтверждать получение от МПСА (СДКУ) предупредительной и аварийной сигнализации операцией квитирования. е) передачу актуальной информации в другие системы, в объёме, требуемом для функционирования этих систем; ж) отображение состояния и режимов управления оборудования объектов МТ на АРМ с помощью мнемосхем, использующих стандартные мнемосимволы; и) отображение на АРМ с помощью мнемосхем, использующих стандартные мнемосимволы, или в табличной форме фактических и нормативных значений технологических параметров, характеризующих работу оборудования объектов МТ; к) формирование и архивирование журнала событий; л) регистрацию на цифровых носителях информации аварийных событий и графиков изменения во времени значений измеренных технологических параметров для систем регулирования давления методом дросселирования: - измеренные значения давлений на приеме МНС, в коллекторе МНС, на выходе НПС (6 точек); - значения уставок регулирования по давлению на входе и выходе НПС (2 точки); - значения уставок регулирования по положению поворотных затворов регулирующих механизмов (1 точка по каждому ИМ); - сигналы управления исполнительными механизмами (1 точка по каждому ИМ); - текущие положения поворотных затворов регулирующих механизмов (1 точка по каждому ИМ); м) регистрацию на цифровых носителях информации аварийных событий и графиков изменения во времени значений измеренных технологических параметров для систем регулирования давления методом изменения частоты вращения вала: - измеренные значения давлений на приеме МНС, на выходе НПС (4 точки); 18 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - значения уставок регулирования по давлению на входе и выходе НПС (2 точки); - значения уставок регулирования по частоте для каждого МНА (1 точка по каждому МНА); - сигналы управления ЧРП (1 точка по каждому МНА); - текущая частота вращения вала для каждого МНА (1 точка по каждому МНА). Для систем регулирования давления данные должны фиксироваться и храниться на регистрирующих приборах, исключающих возможность несанкционированного доступа. Дискретность записи должна быть не более 0,1 с. 5.3.1.2 При просмотре журнала событий должен обеспечиваться выбор и сортировка событий по следующим признакам: - время возникновения; - тип события или аварии; - текстовый шаблон. 5.3.1.3 В автоматизированных системах должно быть обеспечено хранение исторических данных: текстовых сообщений, значений измеряемых, расчётных параметров. Структура, методы и средства хранения данных должны гарантировать: - сохранность данных за период времени не менее 1 года; - сохранность данных на серверах истории управляющих ТДП (РДП) за период времени не менее 3 лет; - недопущение замедления работы функций системы, не связанных с обращениями к историческим данным; - время выборки, фильтрации и отображения 5000 сообщений за 24 часа – не более 10 с; - время выборки и отображения 5000 измеренных значений трендов по каждому из 16 измеряемых параметров за 24 часа – не более 10 с. 5.3.1.4 Отображение информации о технологическом процессе должно быть обеспечено: - возможностью просмотра событий и графиков измеряемых и/или расчётных параметров в режиме реального времени с возможностью изменения временного интервала, отображаемого на экране и догрузки информации из исторического архива; 19 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения просмотра исторических событий и графиков измеряемых До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - возможностью параметров, загружаемых из исторического архива с возможностью изменения временного интервала, отображаемого на экране. Должно обеспечиваться автоматическое архивирование данных в файлы, с возможностью их экспорта в формате CSV. 5.3.1.5 По запросу пользователя выводится на принтер/экспортируется в файл (формат .csv) следующая информация: - сообщения журнала событий (с возможностью, задаваемой пользователем фильтрации); - тренды измеряемых параметров; - табличные данные/отчётные формы (формируемые по задаваемым пользователем параметрам и фильтрам); - иная информация, формируемая пользователем с использованием АРМ. 5.3.1.6 Время, необходимое для отображения вновь открываемых экранных форм на АРМ, не должно превышать 1 с. 5.3.1.7 Период обновления информации на экранных формах АРМ не должен превышать 0,5 с. 5.3.1.8 От локальных систем управления котельных, работающих с постоянным обслуживающим персоналом, ДЭС в системы автоматизации НПС (и других площадочных объектов) должны передаваться дискретные сигналы: - обобщенный сигнал состояния (включена/отключена («в работе»)); - обобщенный сигнал аварии. 5.3.1.9 От локальных систем управления котельных, работающих без постоянного обслуживающего персонала, в системы автоматизации НПС (и других площадочных объектов) должны передаваться следующие сигналы: - обобщенный сигнал аварии; - обобщенный сигнал состояния (включена/отключена («в работе»)); - сигнал срабатывания главного быстродействующего запорного клапана топливоснабжения котельной; - сигнал вскрытия дверей помещения котельной; - сигнал превышения предельного и аварийного значения содержания окиси углерода в воздухе. 20 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.3.1.10 От локальных систем управления котельных, работающих на газе, в системы автоматизации НПС (и других площадочных объектов) дополнительно должен передаваться сигнал «Предельная загазованность 10% НКПРП в котельной». 5.3.1.11 Объём сигнализации, передаваемой от локальных систем управления очистных сооружений, определяется проектной документацией в зависимости от технологической схемы очистных сооружений. 5.3.1.12 От локальных систем управления УВП, установленных на площадочных объектах МТ или на узлах подключения площадочных объектов МТ, должна передаваться информация, предусмотренная для передачи по каналам СТМ. Помимо этого, в МДП площадочного объекта МТ должен устанавливаться выносной АРМ локальной системы управления УВП. От локальных систем управления УВП, установленных на линейных объектах МТ, должна передаваться информация, предусмотренная для передачи по каналам ЛТМ. 5.3.1.13 Системы хозводоснабжения, артскважины автоматизируются в составе СА НПС (площадочного объекта). 5.3.1.14 В технологические системы автоматизации НПС (и других площадочных объектов) не должна передаваться информация от систем управления приточной вентиляции и кондиционирования в помещениях операторной, административно-бытового комплекса, закрытой стоянки техники с ремонтным блоком и других не технологических помещений, и систем. 5.3.1.15 Системы автоматизации и телемеханизации должны иметь устройства обмена информацией с другими системами, работающими на одном с ними уровне, с целью предоставления возможности всем системам выполнения своих функций в полном объёме и организации максимально оперативного контроля и управления всеми объектами МТ. 5.3.2 Функция защиты 5.3.2.1 Функция защиты должна предусматривать безусловное соблюдение требований безопасности в приоритетном порядке. Каждая система автоматизации должна: - способствовать снижению риска опасных событий на объекте путем выполнения алгоритмов автоматической защиты и/или блокировки управления, установленных в проектной документации, даже при возникновении отказов в функционировании системы или ее компонентов; - соответствовать всем условиям безопасности труда персонала, работающего с системой и/или обслуживающего её. 21 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.3.2.2 Системы автоматизации обязаны обеспечить взаимодействие между собой подконтрольного технологического оборудования в процессе его работы таким образом, чтобы предотвращалось возникновение аварийных ситуаций на защищаемом объекте МТ (ТУ МТ), а в случае возникновения аварии происходила её автоматическая локализация и, по возможности, начало ликвидации. Система автоматизации должна быть построена как самодостаточная система, функция защиты которой не должна зависеть от неправильной работы других систем (за исключением систем более низкого уровня), от неисправности её верхнего уровня, от неправильных управляющих воздействий управляющего персонала и от единичных отказов собственных составных частей. Для обеспечения этого условия: - набор технологического оборудования, управляемый системой автоматизации объекта МТ (ТУ МТ), должен быть достаточным для защиты данного объекта МТ (ТУ МТ); - системы автоматизации должны иметь набор входных сигналов, достаточный для объективного контроля состояния и исправности технологического оборудования и самодиагностики. Не допускается ошибочное определение системой текущего состояния подконтрольного основного и вспомогательного технологического оборудования, находящегося в автоматическом режиме управления, даже при единичных отказах собственных составных частей или в схемах управления исполнительными механизмами; - в системах автоматизации все программы пуска и остановки насосных агрегатов, программы управления запорной арматурой и агрегатами вспомсистем должны предусматривать контроль продолжительности выполнения каждой операции с учетом установленной последовательности их выполнения; - при проектировании и разработке систем автоматизации должны быть применены схемотехнические решения и структура системы, обеспечивающие её живучесть; - при проектировании и разработке систем автоматизации должны быть применены схемотехнические решения и структура системы, обеспечивающие максимально возможное сохранение её функции защиты при выходе из строя составных частей СА. Наиболее ответственные компоненты структуры системы должны быть зарезервированы. Потеря контроля над параметром должна означать аварийное значение этого параметра и соответствующую защитную реакцию системы; - системы автоматизации должны быть выполнены так, чтобы они могли продолжать свое функционирование при отказах систем автоматизации более высоких уровней и/или при отказах смежных систем автоматизации на объекте; 22 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - системы автоматизации не должны допускать использование в технологическом процессе аварийного или не готового к пуску технологического оборудования. Должна производиться автоматическая оценка готовности к пуску основного технологического оборудования (МНА, ПНА), запрет его пуска при отсутствии готовности. Должны автоматически блокироваться пуск и работа аварийного технологического оборудования. Должен автоматически блокироваться дистанционный пуск (автоматический или по командам оператора) технологического оборудования, не находящегося в автоматическом режиме управления. Технологическое оборудование, обеспечивающее защиту объекта, должно содержаться соответствующими службами в исправном состоянии. Нормальный режим управления технологическим оборудованием объекта МТ – автоматический. Снятие оператором автоматического режима управления какого-либо технологического оборудования должно расцениваться как сокращение возможностей системы по защите объекта МТ (ТУ МТ) от возникновения аварийных ситуаций; - системы автоматизации должны быть защищены от вмешательства в её настройки управляющего персонала, за исключением изменения уставок регулирования САР. Возможность отключения защит для управляющего персонала должна быть исключена. При необходимости отключения защиты должны быть получены соответствующие письменные разрешения. Отключение защиты должно быть произведено работниками службы, обслуживающей данную систему, в соответствии с регламентными процедурами ПАО «Транснефть». Управляющему персоналу должны быть открыты только функции управления объектом МТ (ТУ МТ), защищаемым СА; - ошибочные, с точки зрения функции защиты, команды управляющего персонала не выполняются или выполняются, но с последующим выполнением автоматических защитных действий, предотвращающих возникновение аварии. 5.3.2.3 При срабатывании защиты система автоматизации объекта МТ (ТУ МТ) должна контролировать процесс исполнения защитных операций и повторение необходимых команд управления в случае прекращения их исполнения по любым причинам и наличии условий, позволяющих продолжить выполнение защиты, а также блокировать: - включение приводов МНА, ПНА; - открытие задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть закрыты; - закрытие задвижек, которые по условию функционирования защиты должны быть открыты; 23 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения агрегатов вспомогательных систем, которые по условию систем, которые по условию До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - включение функционирования защиты должны быть отключены; - отключение агрегатов вспомогательных функционирования защиты должны быть включены. 5.3.2.4 Действие блокировки управления, установленной защитой, должно начинаться с момента подачи автоматических команд управления, предусмотренных алгоритмом защиты. Если внутри алгоритма защиты предусмотрены условия начала подачи команд (пуска/остановки агрегатов вспомсистем, закрытия/открытия задвижек и т.д.), действие блокировки противоположных команд управления должно начинаться с момента установленной защитой, выполняется выполнения этих условий. 5.3.2.5 Снятие блокировки управления, системой автоматизации объекта МТ (ТУ МТ) только после деблокировки защиты. Деблокировка защит должна выполняться управляющим персоналом после исчезновения условий, приведших к срабатыванию защиты. До исчезновения условий, приведших к срабатыванию защиты, системой автоматизации команды деблокировки защит выполняться не должны. До остановки МНА, ПНА по агрегатным защитам, системой автоматизации команды деблокировки агрегатных защит выполняться не должны. Факт маскирования сработавшей защиты должен восприниматься системой автоматизации как исчезновение условий, приведших к срабатыванию защиты. 5.3.3 Функция управления 5.3.3.1 Системы автоматизации управляющему персоналу возможность и телемеханизации управления всем должны обеспечить подконтрольным системе исправным технологическим оборудованием в полном объёме, предусмотренном проектной документацией, в необходимых ему режимах управления (из набора, предусмотренного проектной документацией), с его автоматизированного рабочего места, если команды управляющего персонала не противоречат алгоритмам автоматической защиты и/или блокировки управления, установленным в проектной документации. 5.3.3.2 Функция автоматического управления системы автоматизации не должна зависеть от исправности её верхнего уровня. 5.3.3.3 При подаче команд автоматического управления по условиям работы предельных значений параметров блокировка противоположных команд управления не устанавливается. 24 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения систем автоматизации и До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.4 Требования к надежности телемеханизации ТП МТ 5.4.1 Вероятность безотказной работы системы автоматизации за 2000 часов должна составлять: - по функции защиты не менее 0,98; - по функции управления не менее 0,92; - по информационной функции не менее 0,90. 5.4.2 Системы телемеханизации должны удовлетворять следующим требованиям ГОСТ 26.205: - средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханизации должна быть не менее 18000 часов; - по достоверности передаваемой информации система телемеханизации должна соответствовать 1 категории; - вероятность трансформации команд в системах телемеханизации не должна превышать 10-14; - вероятность образования ложной команды должна быть не более 10-12. 5.4.3 Отказом функции защиты считается не обнаружение системой автоматизации аварийного события, предусмотренного проектными решениями, при реальном наступлении заданных условий, либо несоответствующее проектным решениям формирование команд управления оборудованием при наличии реально наступившего аварийного события. 5.4.4 Отказом функции управления считается самопроизвольное формирование команд управления оборудованием, не предусмотренных проектными решениями для соответствующей ситуации, либо отказ в формировании команд управления оборудованием, при наличии команд управляющего персонала не противоречащих предусмотренным проектными решениями условиям блокировок. 5.4.5 Отказом информационной функции считается отсутствие актуального дискретного сигнала или искажение измеренного значения физической величины на устройствах отображения или выходных интерфейсах. 5.4.6 Срок службы систем автоматизации и телемеханизации должен составлять не менее 20 лет. 25 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения обеспечению систем До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.5 Требования к метрологическому автоматизации и телемеханизации ТП МТ 5.5.1 Нормированными метрологическими характеристиками средств измерений и измерительных каналов являются предельные значения основной и дополнительной погрешности. 5.5.2 Пределы основной приведённой погрешности СИ, применяемых в системах автоматизации и телемеханизации технологических процессов (за исключением используемых в составе СОУ и в СИКН), должны быть не более следующих значений: - преобразователь избыточного давления нефти/нефтепродукта и других жидких сред - 0,1 %; - преобразователь избыточного давления/разрежения газа - 0,4 %; - преобразователь перепада давления жидких сред - 0,4 %; - манометр избыточного давления нефти/нефтепродукта - 1,0 %; - манометр избыточного давления других жидких сред - 2,5 %; - манометр дифференциального (перепада) давления - 2,5 %; - преобразователь силы тока, напряжения, мощности - 1,0 %; - преобразователь виброскорости - 10,0 %. Пределы основной абсолютной погрешности для СИ должны быть не более следующих значений: - преобразователь осевого смещения ротора - 0,1 мм; - преобразователь уровня жидкости во вспомогательных емкостях - 15 мм; - преобразователь уровня нефти/нефтепродукта в резервуаре РП - 3мм; - преобразователь температуры нефти/нефтепродукта в трубопроводах - 0,5 °С; - преобразователь температуры стенки трубы накладной - 1 °С; - преобразователь температуры других сред - 2 °С; - преобразователь уровня загазованности атмосферы парами углеводородов - 5,0 % НКПРП; - многоточечный преобразователь температуры нефти/нефтепродукта в резервуаре - 0,5°С. 5.5.3 Пределы основной относительной погрешности средств измерений расхода, за исключением средств измерений, используемых для товарно-коммерческих операций, не должны превышать при скорости потока (по модулю) от 0,6 м/с и более (если проектом не обоснованы иные требования к минимальному значению скорости потока): 26 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - 1,0 % при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров поверенных имитационным (беспроливным) методом. Данные приборы должны использоваться на позициях, где отсутствует возможность поверки прибора на месте монтажа проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном; - 0,5 % при измерении объемного расхода с помощью накладных ультразвуковых расходомеров поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном. Данные приборы должны использоваться на позициях, где существует возможность поверки прибора на месте монтажа проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном; - 0,5 % при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров поверенных имитационным (беспроливным) методом. Данные приборы должны использоваться на позициях, где отсутствует возможность поверки прибора на месте монтажа проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном; - 0,3 % при измерении объемного расхода с помощью врезных ультразвуковых расходомеров поверенных проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном. Данные приборы должны использоваться на позициях, где существует возможность поверки прибора на месте монтажа проливным методом со сличением показаний расходомера с эталоном. 5.5.4 Пределы основной относительной погрешности средств измерений массового расхода с помощью массовых преобразователей расхода, не должны превышать 0,25 %. 5.5.5 Преобразователи избыточного давления нефти/нефтепродукта должны иметь время отклика не более 0,1 с. 5.5.6 Значение избыточного дополнительной давления, за температурной исключением погрешности преобразователей преобразователей избыточного давления нефти/нефтепродукта, не должно превышать значений, приведенных в ГОСТ 22520. Для преобразователей избыточного давления нефти/нефтепродукта суммарное значение основной и дополнительной температурной погрешности, приведенное к изменению температуры окружающей среды на 10 °С во всем диапазоне рабочих температур, не должно превышать 0,125 %. 5.5.7 Характеристики погрешностей СИ, применяемых в СИКН, установлены в ГОСТ 34396. 27 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.5.8 Интервал устанавливаемых в цепях общестанционных защит, должен составлять величину не более ± 2,5 % от диапазона срабатывания данного реле. Интервал срабатывания реле давления (погрешность срабатывания), устанавливаемых в цепях контроля состояния вспомогательных систем НПС, должен составлять величину не более ± 3,5 % от диапазона срабатывания данного реле. 5.5.9 Диапазон измеряемого параметра определяется его предельными значениями. Верхнее предельное значение измеряемого параметра принимается равным аварийному максимальному значению, а при его отсутствии максимальному значению, определенному технологическими требованиями. Нижнее предельное значение для измеряемых параметров, не имеющих отрицательных значений (виброскорость, загазованность и другие), в качестве минимального измеряемого значения первичного преобразователя принимается нулевое значение. Нижнее предельное значение для измеряемых параметров, имеющих возможность принимать отрицательные значения (температура воздуха, разрежение и другие), выбирается с учетом обеспечения характеристикам возможности технологического регистрации оборудования минимального или возможного климатическим по условиям отрицательного значения данного параметра. 5.5.10 Диапазон измерения первичного измерительного преобразователя определяется минимальным и максимальным измеряемым значением первичного измерительного преобразователя. Максимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации верхнего предельного значения с запасом 25 % от диапазона измеряемого параметра. При этом максимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя принимается равным минимальному из ряда граничных значений (установленных заводом-изготовителем), удовлетворяющему этому условию. Минимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя выбирается с учетом обеспечения регистрации нижнего предельного значения с запасом 25 % от диапазона измеряемого параметра. При этом минимальное измеряемое значение первичного измерительного преобразователя принимается равным максимальному из ряда граничных значений (установленных заводомизготовителем), удовлетворяющему этому условию. 5.5.11 Шкалы показывающих приборов должны соответствовать диапазону измерений первичных преобразователей. 28 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » На манометрах должны быть нанесены риски красного цвета, обозначающие ДРД аппарата или секции трубопровода, на которой производится измерение давления, если значение ДРД аппарата или секции трубопровода, на которой производится измерение давления, меньше шкалы показывающего прибора. На манометры систем вентиляции риски, обозначающие ДРД, не наносятся. 5.5.12 Значение суммарной основной погрешности измерительного канала должно быть не более 150 % от предела основной погрешности входящего в данный измерительный канал первичного преобразователя, указанного в 5.5.2 – 5.5.4 с учетом всех промежуточных преобразователей. 5.5.13 Измерительные каналы и средства измерений, входящие в состав измерительных каналов систем автоматизации и телемеханизации и поставляемые на объекты МТ, в том числе поставляемые комплектно с технологическим оборудованием, должны быть утвержденных типов, сведения о которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и иметь: - сертификаты (свидетельства) об утверждении типа средств измерений с описаниями типов средств измерений, методики поверки СИ; - действующие на момент ввода системы в эксплуатацию свидетельства о поверке средств измерений; - протоколы поверки (для эталонов, а также при наличии требований об оформлении протоколов поверки в методиках поверки - для средств измерений). 5.5.14 Измерительные каналы и средства измерений, входящие в состав измерительного канала систем автоматизации и телемеханизации, во время эксплуатации должны подвергаться поверке (калибровке). 5.5.15 Подразделения ОСТ, осуществляющие поверку (калибровку) СИ должны быть укомплектованы средствами поверки (калибровки), обеспечивающими проведение работ по поверке и калибровке всех эксплуатирующихся в составе систем автоматизации и телемеханизации СИ и измерительных каналов. 5.5.16 Единицы величин СИ, применяемых в системах автоматизации и телемеханизации, должны удовлетворять требованиям постановления Правительства РФ [4]. 5.5.17 СИ должны иметь заводские, серийные номера или другие буквенно-цифровые обозначения, однозначно идентифицирующие каждый экземпляр СИ. Место, способ и форма нанесения номера или другого обозначения должны обеспечивать возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации СИ. 29 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.6 Требования к обеспечению информационной безопасности в системах автоматизации и телемеханизации ТП МТ 5.6.1 Реализация технических и организационно-технических мер по обеспечению информационной безопасности в системах автоматизации и телемеханизации должна осуществляться в соответствии с РД-35.240.00-КТН-0210-20. 5.6.2 В системах автоматизации и телемеханизации должен быть предусмотрен контроль доступа пользователей к функциям системы. Создание учётных записей с соответствующими правами в системном и прикладном ПО должно осуществляться в соответствии с РД-35.240.00-КТН-0210-20. В настоящем документе при указании прав для какого-либо уровня доступа подразумевается наличие аналогичных прав для вышестоящего уровня доступа исходя из принципа наследования прав в пирамиде (от нижестоящего уровня к вышестоящему) для следующих групп доступа: «прочие» – «операторы» («диспетчеры») – «инженеры» – «администраторы». 5.6.3 Каждому пользователю прикладного ПО, в зависимости от должности, назначается учетная запись, включаемая в одну из групп, назначаемых в соответствии с 5.6.2. Каждый пользователь перед началом работы, предусматривающей управление объектом или настройку системы, должен зарегистрироваться под собственной учётной записью. В прикладном ПО должна быть обеспечена возможность смены учетной записи пользователя прикладного ПО, без смены учетной записи пользователя операционной системы. Имя и пароль учетной записи, входящей в группу «прочие», должны быть известны всем зарегистрированным пользователям. Каждый пользователь по окончании работы должен зарегистрировать учетную запись, входящую в группу «прочие». 5.6.4 Ни одна учётная запись, кроме относящихся к группе «прочие», не должна действовать более 750 минут непрерывно. По истечении указанного времени любая учётная запись должна быть автоматически заменена на учётную запись группы «прочие», с выдачей оперативного сообщения о превышении максимального непрерывного времени действия учётной записи. 5.6.5 Программное обеспечение должно быть совместимым с антивирусным программным обеспечением, используемым в ПАО «Транснефть». 5.6.6 При организации взаимодействия систем автоматизации и телемеханизации со сторонними системами, размещёнными за пределами ТСПД АСУТП, использовать DCOM запрещается. 30 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Связь между ТСПД АСУТП и корпоративной компьютерной сетью, должна осуществляться на базе сетевого протокола IP по интерфейсам 10/100/1000 Base-TX/FX/Т/Х Ethernet. 5.6.7 Предварительная отладка, тестирование ПО должно производиться среднего уровня на специально предназначенных имитаторах и тренажерах. 5.6.8 Информационный доступ к оборудованию систем автоматизации может осуществляться только с верхнего уровня данной системы автоматизации или от оборудования ТСПД уровня управления, в котором находится данная система автоматизации. 5.6.9 Не допускается подключение к сетям и системам ПАО «Транснефть» и ОСТ, используемым для: - административного управления; - связи с системами управления и оптимизации производственной деятельности; - связи с АСУТП, любых сетей и систем сторонних организаций, не требующихся для задач технологического или производственного управления СМНиНП. 5.7 Требования к программному обеспечению систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ Программное обеспечение систем автоматизации и телемеханизации должно включать системное, инструментальное и прикладное ПО. Программное обеспечение должно соответствовать указу Президента Российской Федерации от 30.03.2022 № 166 «О мерах по обеспечению технологической независимости и безопасности критической информационной инфраструктуры Российской Федерации». 5.7.1 Системное программное обеспечение 5.7.1.1 Системное программное обеспечение должно быть реализовано на базе лицензионной операционной системы или операционной системы «с открытым кодом». 5.7.1.2 Системное ПО должно обеспечивать возможность изменения конфигурации системы. 5.7.2 Инструментальное программное обеспечение 5.7.2.1 Инструментальное программное обеспечение должно включать среды визуального проектирования и разработки, поддерживающие высокоуровневые языки программирования. Инструментальное программное обеспечение в зависимости от конкретной реализации может содержать: 31 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - среды разработки и конфигурирования проектов OPC-сервера/клиента; - среды разработки SCADA-приложений; - среды разработки прикладного ПО и диагностики оборудования ПЛК; - среды разработки и конфигурирования приложений для системы управления базами данных. 5.7.2.2 Инструментальное ПО должно комплектоваться средствами контроля версий программного кода, разработанного с его применением. 5.7.3 Прикладное программное обеспечение 5.7.3.1 Прикладное ПО должно: - быть открытым для модернизации; - иметь исходные коды; - сопровождаться описанием на русском языке. 5.7.3.2 Прикладное ПО должно быть построено по модульному принципу. Соответствующие программные модули должны предусматривать возможность: - маскирования защит (полностью или по отдельным входам); - маскирования параметров готовности к пуску МНА, ПНА; - применения режима «имитация» для текущего измерения параметров; - применения режима «имитация» для приводов задвижек; - применения режима «имитация» для приводов МНА, ПНА. 5.7.3.3 Для проверки алгоритмов работы систем автоматизации, автоматических защит в прикладном ПО должна быть предусмотрена возможность применения режима «имитация» для текущего измерения параметров. Режим «имитация» у текущего измерения параметра назначается и снимается пользователем с уровнем доступа «инженер». В данном режиме системой производится замещение текущего измерения параметра на произвольное значение, указанное пользователем. Для алгоритмов систем автоматизации и телемеханизации замещённое значение измеряемого параметра считается истинным. При наличии необходимости в передаче данного параметра в другие системы, передаётся замещённое значение. При наличии предупредительных и/или аварийных уставок, их сравнение ведётся с замещённым значением. Достижение замещённым значением уровня предупредительных и/или аварийных уставок должно приводить к срабатыванию соответствующих алгоритмов управления и защиты. 5.7.3.4 Для проверки алгоритмов работы систем автоматизации, автоматических защит без воздействия на электроприводы задвижек в прикладном ПО должна быть 32 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » предусмотрена возможность применения режима «имитация» для электроприводов всех автоматизированных задвижек. Режим «имитация» для электропривода задвижки назначается и снимается пользователем с уровнем доступа «инженер». В режиме «имитация» команда на управление электроприводом задвижки не формируется, изменение состояния электропривода задвижки эмулируется программным обеспечением. Для алгоритмов систем автоматизации замещённое (эмулированное) положение задвижки считается истинным. При наличии необходимости в передаче данного положения задвижки в другие системы, передаётся замещённое значение. Режим «имитация» для электропривода задвижки может быть назначен и снят только в остановленном состоянии задвижки. Режим «имитация» у электропривода задвижки может быть снят только при наличии в центральном контроллере системы автоматизации информации о реальном текущем состоянии задвижки в момент снятия имитационного режима. В остальных случаях система автоматизации должна блокировать команду назначения (снятия) имитационного режима. 5.7.3.5 Для проверки алгоритмов работы системы автоматизации, автоматических защит без воздействия на приводы насосных агрегатов в прикладном ПО должен быть предусмотрен режим «имитация» для приводов МНА, ПНА. Режим «имитация» для привода МНА, ПНА назначается и снимается пользователем с уровнем доступа «инженер» дополнительно к режимам управления, указанным в 6.2.2.1. В режиме «имитация» команда на управление привода насосного агрегата не формируется, изменение состояния привода насосного агрегата эмулируется программным обеспечением. Для алгоритмов систем автоматизации замещённое (эмулированное) состояние привода насосного агрегата считается истинным. При наличии необходимости в передаче данного состояния привода насосного агрегата в другие системы, передаётся замещённое значение. Режим «имитация» у привода МНА, ПНА может быть назначен и снят только в остановленном состоянии насосного агрегата. В остальных случаях система автоматизации должна блокировать команду назначения (снятия) имитационного режима. 5.7.3.6 При обработке аналоговых (измеренных) значений должны осуществляться: - сглаживание (фильтрация) измеренных значений; - проверка достоверности измеренных значений; - сравнение измеренных значений с предупредительными и аварийными уставками. 5.7.3.7 Автоматическая проверка достоверности измеренных значений должна осуществляться по заданным пределам измерения. Выход за заданные пределы измерения с учетом основной погрешности измерительного канала является признаком недостоверности. 33 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Автоматическая проверка достоверности измеренных значений, получаемых системой только по цифровым каналам, дополнительно осуществляется по наличию связи с цифровым измерительным преобразователем. Отсутствие связи с цифровым измерительным преобразователем в течение 5 с также является признаком недостоверности. Автоматическая установка недостоверности измеренных значений, получаемых системой по цифровым каналам, должна также выполняться по специальному биту (другому варианту избыточного кодирования), предусмотренному заводом-изготовителем для обозначения признака недостоверности (при наличии такой опции). Автоматическая установка недостоверности измеренных значений должна также выполняться по факту автоматической диагностики неисправности соответствующего измерительного канала (модуля ввода). Сравнение недостоверных измерений с предупредительными и аварийными уставками не производится. В случае установки недостоверности у измеренного значения параметра, для которого уже был достигнут предельный или аварийный уровень, данные уровни (предельный или аварийный) сохраняются системой и продолжают обрабатываться программным обеспечением системы как предельный (аварийный) до получения достоверного значения. При этом, если в системе предусмотрена защита по недостоверности данного измерения, алгоритм защиты по недостоверности должен запускаться независимо от наличия или отсутствия достижения каких-либо уставок измеряемым параметром. 5.7.3.8 Запрещается реализация в прикладном программном обеспечении систем автоматизации и телемеханизации функций пользователя, не регламентированных нормативной документацией ПАО «Транснефть». 5.7.3.9 При наличии отладочных функций в прикладном ПО систем автоматизации и телемеханизации такие функции должны быть задокументированы. 5.8 Требования к техническим средствам систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ 5.8.1 В качестве мониторов компьютеров АРМ должны применяться цветные дисплеи с размером диагонали не менее 21”. 5.8.2 Контроллеры, используемые в системах автоматизации и телемеханизации, должны быть оснащены встроенными программными средствами самодиагностики исправности, включая диагностику модулей ввода/вывода. Конструкция контроллеров, а 34 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » также принятый порядок их обслуживания в случае отказа, должны предусматривать восстановление работоспособности только путем замены модулей (блоков) на месте. 5.8.3 Схемотехника систем автоматизации и телемеханизации должна обеспечивать гальваническое разделение между внутренними шинами контроллеров и внешними цепями ввода/вывода, каналами передачи данных. Для модулей ввода аналоговых сигналов также должно обеспечиваться взаимное гальваническое разделение между измерительными каналами, внутренней шиной контроллера и источником питания. Значение напряжения гальванического разделения не менее 250 В. 5.8.4 Модули ввода дискретной информации должны обеспечивать прием сигналов от контактных или бесконтактных сигнализаторов. 5.8.5 Модули вывода дискретной информации должны предусматривать замыкание (или размыкание) контакта с разрывной мощностью до 120 Вт при напряжении 220 В переменного тока и 700 Вт при напряжении 220 В постоянного тока. 5.8.6 Модули вывода аналоговой информации должны предусматривать выдачу управляющего аналогового сигнала 4-20 мА на расстояние не менее 500 м до устройства управления. 5.8.7 Модули ввода/вывода должны выбираться по возможности малоканальными (при наличии в линейке оборудования модулей ввода/вывода с разным количеством каналов, предпочтение должно отдаваться модулям с меньшим количеством каналов). Модули ввода/вывода должны позволять их замену без отключения напряжения питания. 5.8.8 Нормирующие преобразователи каналов измерения температуры должны обеспечивать возможность изменения диапазона измеряемых температур и подключения термопреобразователей с различными номинальными статическими характеристиками. 5.8.9 Сигналы 220 В переменного тока могут быть потенциальными. 5.8.10 Питание измерительных преобразователей может осуществляться от индивидуальных или групповых блоков питания. 5.8.11 Сопротивление сигнализатора в замкнутом состоянии должно быть не более 10 Ом, в разомкнутом состоянии – не менее 50 кОм. 5.8.12 Все входные сигналы, получаемые из ЩСУ (КТП), должны подаваться напряжением из ЩСУ (КТП). Не допускается применение сигналов вида «сухой контакт» из ЩСУ (КТП). 35 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.8.13 Шкафы среднего уровня систем автоматизации и телемеханизации, вновь вводимые в эксплуатацию, в своем составе должны иметь резерв по входным и выходным каналам каждого типа не менее: - 15 % на каждом УСО с выводом на клеммные соединители; - 20 % - по свободным клеммным соединителям. Примечания 1. Резерв предназначается для использования при выходе из строя входных и/или выходных каналов, а также для использования при необходимости доработок системы во время эксплуатации. 2. Все резервные каналы модулей ввода/вывода ПЛК должны быть выведены на клеммные соединители с организацией полноценных резервных каналов, аналогичных занятым каналам (с монтажом соответствующей промежуточной аппаратуры). 5.8.14 Требования к защите устройств и элементов, входящих в состав систем автоматизации и телемеханизации объектов МТ от импульсных помех и перенапряжений, приведены в приложении Ж. Требования по устойчивости устройств и элементов систем автоматизации и телемеханизации (за исключением пожарных извещателей) к помехам, перенапряжениям и вторичным воздействиям молнии приведены в таблице 1. Требования к пожарным извещателям приведены в 6.5.2. Устройства и элементы, входящие в состав систем автоматизации и телемеханизации объектов МТ должны быть работоспособны в электромагнитной обстановке 3 класса по ГОСТ Р 51317.2.4 и по основным требованиям к электромагнитной совместимости должны соответствовать ГОСТ 30804.6.2, а также требованиям таблицы 1. Т а б л и ц а 1 – Требования по устойчивости систем автоматизации и телемеханизации к помехам, перенапряжениям и вторичным воздействиям молнии Норматив для элементов систем № Проверяемый параметр автоматизации и телемеханизации 1 2 3 Устойчивость к электростатическим Степень жесткости 3 с критерием качества 1 разрядам по ГОСТ 30804.4.2 функционирования А Устойчивость к радиочастотному Степень жесткости 4 с критерием качества 2 электромагнитному полю по ГОСТ функционирования А 30804.4.3 Устойчивость к наносекундным Степень жесткости 3 с критерием качества 3 импульсным помехам по ГОСТ функционирования А 30804.4.4 Устойчивость к микросекундным Степень жесткости 3 с критерием качества 4 импульсным помехам большой энергии функционирования В по ГОСТ Р 51317.4.5 Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными Степень жесткости 3 с критерием качества 5 электромагнитными полями по ГОСТ Р функционирования А 51317.4.6 36 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Норматив для элементов систем автоматизации и телемеханизации 3 Проверяемый параметр До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » № 1 6 7 8 9 10 11 12 13 14 2 Устойчивость к провалам, коротким прерываниям, выбросам и постепенным Класс электромагнитной обстановки 3 изменениям напряжения с критерием качества функционирования А электропитания по ГОСТ 30804.4.11 Устойчивость к колебательным Степень жесткости 3 с критерием качества затухающим помехам по ГОСТ IEC функционирования А 61000-4-12 Устойчивость к колебаниям напряжения Степень жесткости 3 с критерием качества питания по ГОСТ Р 51317.4.14 функционирования А Устойчивость к кондуктивным помехам Степень жесткости 3 с критерием качества в полосе частот от 0 до 150 кГц по функционирования А ГОСТ Р 51317.4.16 Устойчивость к изменениям частоты Степень жесткости 3 с критерием качества питающего напряжения по ГОСТ Р функционирования А 51317.4.28 Устойчивость к затухающему Степень жесткости 4 с критерием качества колебательному магнитному полю по функционирования А ГОСТ Р 50652 Устойчивость к внешним магнитным Степень жесткости 4 с критерием качества полям, постоянным или переменным с функционирования А частотой сети по ГОСТ Р 50648 Устойчивость к импульсному Степень жесткости 4 с критерием качества магнитному полю по ГОСТ 30336 функционирования А Устойчивость измерительных реле и Степень жесткости 3 с критерием качества устройств защиты к наносекундным функционирования А импульсным помехам по ГОСТ Р 51516 5.8.15 Все сигнализаторы (давления, уровня, температуры и т.п.), участвующие в общестанционных и агрегатных защитах, должны подключаться к УСО МПСА по схеме, позволяющей контролировать линию на обрыв и короткое замыкание. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 5.8.16 Для вновь проектируемых систем автоматизации и телемеханизации площадочных и линейных объектов МТ, при новом строительстве, реконструкции и техперевооружении объектов в целом или отдельных технологических узлов и оборудования, должен поставляться комплект ЗИП. Для эксплуатируемых систем автоматизации и телемеханики площадочных и линейных объектов МТ должен создаваться технологический резерв. 37 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.9 Требования к источникам бесперебойного питания, применяемым для электроснабжения систем автоматизации и телемеханизации ТП МТ 5.9.1 Источники бесперебойного питания должны обеспечивать бесперебойное энергоснабжение: - систем и средств автоматизации (кроме принтеров), телемеханизации, связи на площадочных объектах МТ и диспетчерских пунктах в течение времени не менее 1 часа; - систем и средств автоматизации, телемеханизации, связи на линейной части МТ в течение времени не менее 3 часов; - оборудования систем и средств автоматизации СИКН, в том числе СОИ, в течение времени не менее 2 часов. 5.9.2 Источники бесперебойного питания приёмников переменного тока должны иметь топологию двойного преобразования энергии (on-line), должны быть оснащены устройством автоматического и ручного байпасирования и поддерживать протокол SNMP (допускается применение Modbus RTU). Автоматический байпас ИБП приёмников переменного тока должен производиться устройством управления ИБП в случае перегрузки по его выходу или при неисправности в его узлах. Ручной байпас ИБП приёмников переменного тока должен использоваться при проведении технического обслуживания и ремонта ИБП. Переключатель, посредством которого осуществляется ручное байпасирование, должен иметь возможность блокировки в положении, соответствующем режиму ручного байпаса. Основной ввод питания ИБП 3ф/1ф приёмников переменного тока и ввод питания автоматического байпаса должны быть разделены и иметь собственные клеммы подключения. 5.9.3 Аккумуляторы ИБП должны быть герметичными (не подлежащими обслуживанию). Элементы аккумуляторов не должны выделять газ, не требовать установки систем вентиляции, удаления влаги или специальных батарейных помещений для их размещения. 5.9.4 При параллельном или последовательном резервировании ИБП допускается использовать как отдельные аккумуляторы (аккумуляторные батареи) для каждого модуля ИБП, так и единый комплект аккумуляторов (аккумуляторных батарей) для всех модулей ИБП. 38 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.9.5 ИБП должны выполнять заряд аккумуляторных батарей с обеспечением работы батарей не менее 5 лет при 100 % нагрузки ИБП по выходному току в реальных условиях работы. 5.9.6 ИБП должны соответствовать ГОСТ Р МЭК 62040-1-1. 5.9.7 ИБП должны соответствовать категории С2 или С3 по ГОСТ 32133.2. 5.9.8 ИБП приёмников переменного тока должны обеспечивать: - выходное напряжение - 220 В ± 10 % переменного тока; - выходную частоту тока - (50 ± 0,4) Гц; - искажение напряжения - 3% от общего гармонического искажения при линейной нагрузке и 5% при нелинейной нагрузке; - крест-фактор нагрузки - 3:1; - перегрузочную способность преобразователя - 150 % полной нагрузки в течение 5 с; - перегрузочную способность преобразователя - 125 % полной нагрузки в течение 1 минуты; - перегрузочную способность преобразователя - 110 % полной нагрузки в течение 10 минут; - реакцию на переходные напряжения - максимум ± 15% при 100 % номинальной мощности ИБП; - время восстановления переходного напряжения - в пределах 2 % от выходного напряжения в установившемся режиме в течение 100 мс; - шум на расстоянии 1 м - менее 53 дБА. 5.9.9 Источником бесперебойного питания приёмников переменного тока должны выполняться контроль и защита батарей включающие: - периодическое автоматическое тестирование; - контроль разрядных характеристик без отключения выпрямителя; - защита от глубокого разряда; - отображение остаточной емкости батарей и времени автономной работы батарей при текущей нагрузке на дисплее устройства. 5.9.10 ИБП должны обеспечить нормальную работу при условиях не хуже, чем: - температурный диапазон рабочий - (от 0 до 40) °C без конденсации влаги; - влажность - не более 80% при температуре (20 ± 5) С; - в воздухе не должно быть токопроводящей пыли и химически активных веществ; - синусоидальная вибрация - (от 2 до 25) Гц; 39 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - атмосферное давление - (от 630 до 800) мм рт. ст. 5.9.11 ИБП должны соответствовать следующим требованиям по надежности: - средняя наработка на отказ - 10000 часов; - назначенный срок службы - 10 лет; - назначенный срок службы аккумуляторов - не менее 5 лет. 5.10 Требования к монтажу кабелей, импульсных термокарманов преобразователей температуры автоматизации и телемеханизации ТП МТ линий, систем 5.10.1 Монтаж кабелей 5.10.1.1 Прокладка кабелей систем автоматизации и телемеханизации по территории и помещениям площадочных и линейных объектов МТ должна выполняться в металлических коробах: - по кабельным и совмещенным эстакадам; - по надземным кабельным конструкциям без крыши; - по конструкциям зданий; - в каналах, туннелях; - по фундаментам машин; - в шахтах, кабельных этажах и двойных полах. Допускается выполнять прокладку кабельной продукции в грунте от места расположения оборудования до ближайшего места подъема на эстакаду при подключении следующего оборудования: - ультразвуковых расходомеров и другого оборудования, установленного за ограждением площадок УПС (УЗА, узла пуска/приёма СОД); - контрольно-измерительных пунктов ЭХЗ; - станций катодной защиты; - отдельно стоящих стоек для размещения звуковых оповещателей и ручных пожарных извещателей; - отдельно стоящих КИП, не участвующих в работе общестанционных защит; - локального щита управления отдельно стоящих канализационных насосных станций; - одиночной запорно-регулирующей арматуры, расположенной удаленно от эстакады на площадке объекта МТ. Прокладка кабельной продукции в грунте от места расположения отдельно стоящих кнопок «Стоп МНС», «Стоп ПНС», УДП системы пожаротушения до ближайшего места 40 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » подъема на эстакаду допускается только в виде исключения при полном отсутствии технической возможности подвести надземные кабельные конструкции. Прокладка кабельной продукции в каре РП должна выполняться в грунте над гидроизоляционной пленкой в гофрированных, неметаллических, двустенных, негорючих, защитных трубах без применения промежуточных соединений. При наличии сооружений за пределами ограждения площадочного объекта (насосная первого подъема воды и т.п.) прокладка кабельной продукции к ним за пределами ограждения площадочного объекта может выполняться в грунте, по кабельным эстакадам или по надземным кабельным конструкциям. Решение о способе прокладки кабельной продукции к таким сооружениям за пределами ограждения площадочного объекта должно приниматься проектной организацией совместно с заказчиком. Прокладка кабельной продукции от блок-контейнера ПКУ УПС до периметра ограждения НПС и до технологического оборудования площадки УПС (запорнорегулирующая арматура, камеры пуска/приема СОД, технологические колодцы, ёмкость для сбора утечек и дренажа) должна выполняться по кабельным эстакадам или по надземным кабельным конструкциям. Допускается выполнять прокладку кабельной продукции между блок-контейнером ПКУ или ДЭС на линейной части МТ и ограждением площадки УПС (УЗА, узла пуска/приёма СОД) или ограждением площадки НПС в грунте: - при пересечении вдольтрассового проезда; - при наличии указаний в технических условиях собственников пересекаемых коммуникаций; - при необходимости землеотвода земель сельскохозяйственного назначения, лесного фонда и особо охраняемых природных территорий. При наличии существующих кабельных линий, проложенных в грунте (за исключением случаев, оговорённых выше), в объёмах реконструкции, технического перевооружения или капитального ремонта соответствующего объекта МТ следует предусматривать прокладку новых и вынос существующих кабельных линий на эстакады или на надземные кабельные конструкции. При повреждении существующих кабельных линий, в том числе проложенных в грунте, не допускается устранение повреждения методом установки соединительной муфты. В этом случае кабельная линия должна быть полностью заменена на новую линию, или отремонтирована путём надземной установки клеммной коробки. 41 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 5.10.1.2 При прокладке и монтаже проводов и кабелей систем автоматизации и телемеханизации следует выполнять требования: - ПУЭ; - заводов-изготовителей оборудования; - дополнительные правила разделения цепей, указанные в данном разделе, при прокладке как в наружных установках, так и внутри зданий. Выбор конкретных марок и типов проводов и кабелей систем автоматизации и телемеханизации следует выполнять с учетом требований заводов-изготовителей оборудования и ГОСТ 31565. Применение кабелей с горючей полиэтиленовой изоляцией, а также кабелей с алюминиевыми жилами запрещается. Дополнительные правила разделения цепей устанавливают следующие требования: - цепи сигналов управления и контроля напряжением 220В (постоянного и переменного тока) и 24В постоянного тока должны формироваться в разных кабелях; - аналоговые сигналы должны передаваться отдельно от цепей управления и контроля; П р и м е ч а н и е – Допускается организация контроля обрыва и короткого замыкания линии одного или нескольких дискретных сигналов в общем контрольном кабеле сигналов 24В постоянного тока. - сигналы последовательной передачи данных (цифровые соединения) должны передаваться по кабелям типа «витая пара», коаксиальным или оптоволоконным кабелям; - сигналы от резервируемых измерительных преобразователей, сигнализаторов, механизмов и устройств должны передаваться в разных кабелях на разных кабельных полках и по-возможности разными маршрутами; - цепи разных шлейфов пожарных извещателей должны формироваться в разных кабелях на разных кабельных полках и по возможности – разными маршрутами; 5.10.1.3 Все кабели систем автоматизации и телемеханизации (в том числе кабели питания) должны быть экранированные. Все контрольные кабели от исполнительных механизмов до систем автоматизации и телемеханизации в том числе на участке между исполнительным механизмом и ЩСУ (или другим помещением, в котором располагается коммутационная аппаратура) должны быть экранированные. Экранирующую оплетку кабеля необходимо заземлять в одной точке (заземление экрана кабеля осуществлять со стороны взрывоопасной зоны для оборудования, установленного на резервуарах, в каре резервуаров, сливоналивных железнодорожных и морских эстакадах, для остального оборудования заземление выполнить со стороны шкафов среднего уровня СА и телемеханики). 42 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст Высоковольтные бе ю ью кабели зр и Силовые кабели 220 В, 380 В аз ли ПАО ре ча Кабели группы а) ше ст «Тр ич а н Кабели группы б) ия но нс ПА во неф Кабели группы в) О спр ть «Т о ». Кабели группы г) ра изв нс е д Кабели группы д) не ен ф , Кабели группы е) ть » Многожильные кабели, содержащие более одной искробезопасной электрической цепи, должны иметь общий экран и иметь характеристики, соответствующие ГОСТ IEC 60079. 5.10.1.4 Кабели систем автоматизации и телемеханизации подразделяются на группы в зависимости от назначения: а) кабели цифровой связи СА, ТМ (оптоволокно); б) кабели цифровой связи систем пожаротушения (оптоволокно); в) кабели питания СА, ТМ 220 В переменного тока, кабели управления и сигнализации СА, ТМ 220 В переменного и постоянного тока; г) кабели питания СА систем пожаротушения 220 В переменного тока, кабели управления и сигнализации СА систем пожаротушения 220 В переменного и постоянного тока; д) кабели питания СА, ТМ 24 В постоянного тока, кабели управления и сигнализации СА, ТМ 24 В постоянного тока (в том числе ИБЦ), кабели с аналоговыми сигналами СА, ТМ (в том числе ИБЦ), кабели цифровой связи СА, ТМ (витая пара, коаксиальный кабель) (в том числе ИБЦ); е) кабели питания систем пожаротушения 24 В постоянного тока, кабели управления и сигнализации систем пожаротушения 24 В постоянного тока (в том числе ИБЦ), кабели с аналоговыми сигналами систем пожаротушения (в том числе ИБЦ), кабели шлейфов пожарных извещателей, оповещателей, кабели цифровой связи систем пожаротушения (витая пара, коаксиальный кабель) (в том числе ИБЦ). Кабели каждой группы следует прокладывать в отдельном коробе с соблюдением приведенных в таблице 2 расстояний между группами. Т а б л и ц а 2 – Минимальные расстояния между группами кабелей различного назначения № п/п Расстояния между группами кабелей, мм 1 1 2 3 4 5 6 Высоковольтные кабели Силовые кабели 220 В, 380 В Кабели группы а) Кабели группы б) Кабели группы в) Кабели группы г) 2 3 н/н 250 250 250 250 4 н/н н/н н/н 100 100 5 250 н/н н/н н/н н/н 6 250 н/н н/н н/н н/н 7 250 100 н/н н/н н/н 8 250 100 н/н н/н н/н 9 400 250 н/н н/н 100 100 10 400 250 н/н н/н 100 100 43 До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст Высоковольтные бе ю ью кабели зр и Силовые кабели П л 220 В, 380 В аз и АО ре ча Кабели группы а) ше ст «Тр ни ичн ан сн Кабели группы б) я о ПА во еф О спр Кабели ть группы в) «Т о Кабели»группы ра изв . г) нс Кабелиегруппы не ден д) ф группы,е) Кабелит ь» Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п Расстояния между группами кабелей, мм 1 7 8 2 Кабели группы д) Кабели группы е) 3 400 400 4 250 250 5 н/н н/н 6 н/н н/н П р и м е ч а н и е - н/н – расстояние не нормируется данной таблицей. 7 100 100 8 100 100 9 н/н 10 н/н 5.10.1.5 Для организации каналов передачи данных между контроллерами, системами автоматизации и телемеханизации при длине линии связи более 100 м рекомендуется использовать оптоволоконные кабели. 5.10.1.6 Для обеспечения резервирования каналов связи МПСА, выполненных на базе ВОЛС, должно предусматриваться не менее двух волоконно-оптических кабелей с запасом резервных («темных») оптических волокон, равным количеству задействованных для передачи данных волокон. Трасса волоконно-оптических кабелей должна начинаться и заканчиваться оптическим кроссом. Оптический кросс должен иметь достаточное количество оптических розеток для терминирования всех волокон оптического кабеля. Терминирование должно проходить через сварку с пигтейлами оптического кросса оконцованным соединителем. Место сварки должно защищаться применением КДЗС. Оптический кросс должен иметь тип розеток, применяемый в данной МПСА. Допускается использовать один оптический кросс на несколько кабелей, если это предусмотрено его конструкцией. 5.10.1.7 Для прокладки в грунте должны применяться кабели с проволочной броней, за исключением волоконно-оптических кабелей. Волоконно-оптические кабели для прокладки в грунте должны применяться с диэлектрической броней. Запрещается применение бронированного кабеля, если он целиком прокладывается не в грунте, за исключением взрывоопасных зон заглубленных частей зданий и взрывоопасных зон подвалов. Во взрывоопасных зонах заглубленных частей зданий и взрывоопасных зонах подвалов использовать кабели в соответствии с требованиями 10.1.7 СП 423.1325800.2018. 5.10.1.8 В системах автоматизации и телемеханизации должны применяться кабели с сечением жил: - для ИБЦ – 1 мм2; - для питания – по расчёту падения напряжения в кабеле; - для взрывоопасных зон – 1 мм2; 44 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - для остальных цепей – 0,7÷0,8 мм2. Расчет сечения жил питания пожарных извещателей и оповещателей (табло, сирены) должен выполняться с учетом обеспечения работоспособности оборудования при напряжении питания 0,85 Uном в соответствии с 4.2.1.5 и 6.2.1.13 ГОСТ Р 53325. Расчет сечения жил питания измерительных преобразователей приборов контроля довзрывоопасных концентраций, табло и сирен о наличии загазованности должен выполняться с учетом обеспечения работоспособности оборудования при напряжении питания 0,85 Uном в соответствии с 5.19.5 ГОСТ Р 52931. Расчет сечения жил резервного питания приводов шаровых кранов должен выполняться с учетом обеспечения работоспособности оборудования при напряжении питания 0,75 Uном. Количество резервных жил при прокладке новых кабелей: - при числе рабочих жил до 4 включительно допускается отсутствие резервных жил; - при числе рабочих жил более 4-х и до 9 включительно - одна резервная жила; - при 10 и более рабочих жил – две резервные жилы. Допускается увеличение количества резервных жил в кабеле: - из-за ступенчатости стандартной шкалы жильности кабелей; - для уменьшения номенклатуры поставляемых кабелей в рамках одного объекта. 5.10.2 Монтаж импульсных линий 5.10.2.1 Прокладка импульсных линий должна соответствовать требованиям СП 77.13330.2016. 5.10.2.2 Импульсные линии включая все элементы (разделительные сосуды, демпферы, тройники, повороты, краны и т.п.) должны выполняться из нержавеющих сталей с диаметром внутреннего проходного сечения не менее 10 мм. Толщина стенки импульсной линии должна выбираться с учетом испытания импульсных линий на прочность. Выбор марок сталей в соответствии с ОТТ-17.020.00-КТН-0286-21. После монтажа, перед проведением испытаний на прочность и плотность все импульсные линии независимо от назначения должны быть подвергнуты: - внешнему осмотру с целью обнаружения дефектов монтажа, соответствия их рабочей документации и готовности к испытаниям; - продувке, а при указании в рабочей документации – промывке. 5.10.2.3 В качестве запорной арматуры на импульсных линиях должны использоваться шаровые краны, корпус и шар которых выполнен из нержавеющей стали с 45 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » диаметром внутреннего проходного сечения не менее 10 мм. Краны импульсных линий должны быть снабжены указателями (стрелками) с надписями «открыто»/«закрыто». Применение антипульсаторов (демпфирующих устройств) щелевого принципа действия, игольчатых вентилей и мембранных разделителей на импульсных линиях отборов давления не допускается. 5.10.2.4 Импульсные линии должны прокладываться открыто или в кабельных коробах и должны быть доступны для оперативного осмотра. Не допускается прокладка импульсных линий в трубах или заделка их в бетон, а также скрытие их любыми конструкциями или декоративными элементами за исключением крышек кабельных коробов, в которых они проложены. Допускается применение теплоизоляции для импульсных линий с обогревом. Конструкция теплоизоляции должна предусматривать легкий (быстрый) её демонтаж и монтаж. Обогрев импульсных линий должен выполняться греющим электрическим кабелем. Включение электрообогрева ИЛ должно осуществляться включением автоматического выключателя в ЩСУ в рамках мероприятий по подготовке объектов МТ к устойчивой работе в осенне-зимний период. Включение электрообогрева ИЛ по командам СА или через системы ТМ не допускается. 5.10.2.5 Для импульсных линий, к которым подключены преобразователи давления нефти/нефтепродукта, входящие в состав СОУ по «волне давления», устанавливаются дополнительные требования: - общая длина импульсной линии (с учетом линейного расстояния между входом и выходом разделительного сосуда) не должна превышать 4 м; - объем разделительного сосуда не должен превышать 3 литра. 5.10.2.6 Каждый колодец отбора давления независимо от расположения (на площадочном объекте или на линейной части) должен оснащаться сигнализатором затопления. В заводских технологических колодцах отбора давления, устанавливаемых на трубопровод должна выполняться сигнализация затопления колодца на уровне 200 мм от верхней полумуфты устройства фиксации колодца. В технологических колодцах отбора давления основного технического процесса не заводского изготовления должна выполняться сигнализация затопления колодца на уровне 200 мм от дна колодца. Все сигнализаторы затопления колодцев отбора давления на линейной части должны подключаться к ШТМ (УСО МПСА) по схеме, позволяющей контролировать линию на 46 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » обрыв и короткое замыкание. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 5.10.3 Монтаж термокарманов преобразователей температуры 5.10.3.1 Места установки и способ монтажа термокарманов в тело трубопровода должны выбираться с учётом следующих условий: - установка термокарманов допускается только через бобышку, приваренную к трубопроводу; - длина термокармана должна соответствовать длине чувствительного элемента (сенсора) преобразователя температуры и составлять 1/3 диаметра трубопровода в месте установки; - термокарманы должны располагаться в потоке нефти/нефтепродукта на входе и выходе НПС и позволять измерение температуры нефти/нефтепродукта как на работающей, так и на остановленной НПС; - термокарманы должны располагаться в местах, исключающих их повреждение при прохождении СОД. 5.10.3.2 Термокарманы должны быть изготовлены из нержавеющей стали. Антикоррозионные свойства материала термокармана и технология его изготовления (литой, цельноточенный) должны обеспечивать сохранение механических (прочностных) характеристик при химических воздействиях, максимальных давлениях и скоростях потока измеряемой среды в месте установки на всем протяжении назначенного срока службы не менее 20 лет. Не допускается использование сварных термокарманов. 5.10.3.3 Термокарман должен иметь соответствующее исполнение, обеспечивающее фиксацию внутри термокармана преобразователя температуры, имеющего внешнее резьбовое соединение М20х1,5, и исключающее его перемещение во время эксплуатации. 5.10.3.4 Для улучшения теплопередачи от стенки термокармана к чувствительному элементу преобразователя температуры, внутренняя полость термокармана должна заполняться минеральным трансформаторным маслом. 5.10.3.5 Термокарманы на участках трубопровода проложенных подземно, должны устанавливаться в стальных герметичных колодцах заводского изготовления. Каждый такой колодец независимо от расположения (на площадочном объекте или на линейной части) должен оснащаться сигнализатором затопления. 47 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » В заводских технологических колодцах установки термокарманов, устанавливаемых на трубопровод должна выполняться сигнализация затопления колодца на уровне 200 мм от верхней полумуфты устройства фиксации колодца. Все сигнализаторы затопления колодцев с термокарманами на линейной части должны подключаться к ШТМ (УСО МПСА) по схеме, позволяющей контролировать линию на обрыв и короткое замыкание. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6 Автоматизация технологических магистральных трубопроводов процессов 6.1 Общие требования к системам автоматизации площадочных объектов МТ 6.1.1 Системы автоматизации площадочных объектов МТ должны обеспечивать: - контроль состояния и управление технологическим оборудованием объекта МТ из операторной, МДП, РДП (ТДП); - автоматическую защиту и блокировку управления технологическим оборудованием объекта МТ; - автоматическую защиту технологических трубопроводов объекта МТ; - регистрацию, архивирование и отображение на АРМ оператора информации о работе технологического оборудования объекта МТ; - автоматическое регулирование давления (расхода, температуры, качества нефти); - связь с системой станционной телемеханики; - связь с другими системами автоматизации на объекте МТ (при необходимости). 6.1.2 Микропроцессорные системы автоматизации должны функционировать по централизованным алгоритмам управления, и строиться как территориально распределенные системы с возможностью изменения объёма контролируемого технологического оборудования без изменения структуры программного обеспечения. 6.1.3 Микропроцессорные системы автоматизации должны иметь трехуровневую структуру: - нижний уровень; - средний уровень; - верхний уровень. 6.1.4 К нижнему уровню систем автоматизации относятся КИП, в том числе СИ и их вторичные приборы, располагаемые на технологическом объекте (оборудовании), на 48 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » приборных щитах или в приборных шкафах (за исключением размещённых в шкафах УСО, шкафах КЦ, шкафах САР), а также приборные щиты, приборные шкафы, импульсные линии, коробки клеммные, средства оповещения (табло, сирены), блоки ручного управления. Сигнализаторы уровня (за исключением уровня в артскважинах), давления, температуры должны подключаться непосредственно к входным модулям УСО МПСА НПС (без вторичного прибора). 6.1.5 В состав нижнего уровня МПСА НПС должен входить блок ручного управления, обеспечивающий подачу команд от кнопок из операторной НПС на отключение МНС, ПНС, МНА, ПНА. Средства подачи команд управления БРУ (за исключением кнопок «Стоп МНС», «Стоп ПНС») должны непосредственно воздействовать на систему управления ВВ насосных агрегатов, минуя микропроцессорные модули МПСА, с регистрацией выданной команды в центральном контроллере МПСА НПС. В составе БРУ должна быть предусмотрена индикация состояния высоковольтных выключателей МНА, ПНА (включен, отключен). Средства индикации состояния высоковольтных выключателей МНА, ПНА (включен, отключен) на БРУ должны получать информацию непосредственно от ВВ насосных агрегатов, минуя микропроцессорные модули МПСА. 6.1.6 К среднему уровню систем автоматизации относятся ПЛК (КЦ, контроллеры в УСО, контроллеры САР), модули ввода/вывода, коммутаторы, дисплейные панели, преобразователи сигналов, входные и выходные реле, барьеры искрозащиты и другое оборудование, обеспечивающее работу ПЛК, располагаемое в шкафах УСО, в шкафах КЦ, в шкафах САР. 6.1.7 Средний уровень систем автоматизации должен обеспечивать: - сбор информации от нижнего уровня МПСА; - возможность работы при необходимости по цифровым каналам с КИП и исполнительными механизмами. Период опроса оборудования нижнего уровня и контроллеров исполнительных механизмов по цифровым каналам программно-аппаратными средствами среднего уровня систем технологической автоматизации и МПСА ПТ должен быть не более 0,5 с, при этом время начала предоставления запрошенных данных оборудованием нижнего уровня и контроллерами исполнительных механизмов в режиме Slave с момента получения запроса от контроллера МПСА в режиме Master должно быть не более 50 мс; 49 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения управляющих воздействий на исполнительные механизмы До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - формирование технологического оборудования контролируемых технологических объектов. Время обработки сигналов в системах технологической автоматизации и МПСА ПТ при работе алгоритмов защиты (без учёта выдержки времени работы защиты) должно быть не более 0,5 с. Этот интервал времени определяется от момента появления аварийного значения параметра на входе модуля ввода МПСА до момента появления соответствующего алгоритму управляющего сигнала на выходе модуля вывода МПСА; - связь с другими системами автоматизации на объекте и информационными системами; - связь с системой станционной телемеханики; - связь с верхним уровнем МПСА. 6.1.8 Единичный отказ оборудования среднего уровня (за исключением единичного отказа во входном тракте модуля ввода или непосредственно в модуле ввода) или единичный отказ линий связи в системах технологической автоматизации и в МПСА ПТ не должен приводить к необходимости остановки технологического процесса. В системе не должно быть узлов, отказ которых способен привести к потере функции защиты. Функция защиты и функция автоматического управления системы автоматизации не должны зависеть от исправности её верхнего уровня. 6.1.9 В системах технологической автоматизации и МПСА ПТ должно быть обеспечено 100% «горячее» резервирование центрального контроллера и контроллеров в УСО в части центрального процессорного устройства (при наличии ЦПУ в УСО), а также дублирование каналов связи среднего уровня и каналов связи между средним и верхним уровнями системы. Каналы связи должны работать в режиме нагруженного резерва. Допускается не резервировать ЦПУ (при их наличии) в УСО в случае оснащения каждой корзины модулей ввода/вывода собственным ЦПУ. Подключение: - резервирующих друг друга сигналов; - сигналов резервирующих друг друга агрегатов вспомсистем, регуляторов; - сигналов от разных МНА (ПНА), должно выполняться на разные корзины УСО, если применяемое для построения УСО оборудование предполагает применение корзин, в составе которых используются активные элементы, приводящие к потере связи со всеми модулями ввода/вывода данной корзины при 50 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » неисправности. В случае построения УСО без применения корзин, в составе которых используются активные элементы, приводящие к потере связи со всеми модулями ввода/вывода данной корзины при неисправности, вышеуказанные сигналы должны подключаться на разные модули ввода/вывода, работающие через разные модули связи, обеспечивающие связь с ЦПУ. Команда отключения ВВ электродвигателя МНА, ПНА должна подаваться с двух УСО МПСА НПС (МНС, ПНС). 6.1.10 При отказе центрального контроллера (основного и резервного) МПСА объекта МТ должны выполняться защитные отключения подачей автоматических команд от ЦПУ контроллеров в УСО с контролем исполнения поданных команд. Допускается применение режима формирования предустановленных значений дискретных выходных каналов за исключением команд, требующих подтверждения выполнения каких-либо условий. Величина выдержек времени и действия системы автоматизации по указанной защите должны быть реализованы в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б). 6.1.11 Структурная схема системы автоматизации площадочного объекта МТ должна обеспечивать возможность взаимодействия со смежными автоматизированными системами данного объекта, включая информационный обмен между МПСА НПС, МНС, ПНС, РП, информационный обмен с МПСА ПТ и с СТМ. Должна быть обеспечена возможность интеграции в МПСА НПС (МНС, ПНС, РП) систем автоматизации оперативных БИК, СИКН, СКУТ или АСК «Резервуарный парк». Подключение информационный к обмен МПСА смежных между автоматизированных системами технологической систем (включая автоматизации, информационный обмен с МПСА ПТ и с СТМ), интеллектуальных измерительных преобразователей, систем локальной автоматики, исполнительных устройств должно осуществляться по стандартным открытым протоколам передачи данных. Допускается применение специализированных протоколов, рекомендуемых производителем оборудования. Обмен массивами данных ЦПУ контроллеров в УСО с КЦ и КЦ с АРМ оператора по основному и резервному каналам должен выполняться по стандартному открытому протоколу передачи данных. Допускается применение специализированных протоколов, рекомендуемых производителем оборудования. Структурная схема среднего уровня и технические характеристики контроллеров системы автоматизации площадочного объекта МТ должны обеспечивать возможность 51 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » корректной обработки входных сигналов малой длительности без применения специального оборудования на нижнем и среднем уровне системы, в том числе без применения специализированных модулей ввода информации. Должен быть обеспечен ввод коротких дискретных сигналов (20 мс и более) с их гарантированной логической обработкой в центральном контроллере. Допускается применять специализированные модули счета импульсов. 6.1.12 Должна быть обеспечена возможность синхронизации времени системы автоматизации площадочного объекта МТ от сервера точного времени МДП и от СТМ. 6.1.13 К верхнему уровню систем автоматизации НПС (МНС, ПНС, РП) и других площадочных объектов относятся АРМ: - АРМ оператора, установленные в операторной и МДП; - АРМ инженера (переносное). С АРМ инженера должна обеспечиваться настройка, программирование, конфигурирование АРМ и контроллеров МПСА. 6.1.14 Для систем автоматизации площадочных объектов МТ без РП АРМ оператора каждой системы автоматизации реализуется с использованием двух равноценных компьютеров. Эти компьютеры должны работать совместно в режиме нагруженного резерва. 6.1.15 АРМ оператора системы автоматизации РП реализуется с использованием трех компьютеров, два из которых должны работать совместно в режиме нагруженного резерва, третий дополнительный компьютер используется в качестве АРМ СКУТ. П р и м е ч а н и е – В случае реализации в МДП АСК «Резервуарный парк», реализация АРМ СКУТ не требуется. АРМ оператора системы автоматизации РП в этом случае реализуется с использованием двух равноценных компьютеров, которые должны работать совместно в режиме нагруженного резерва. 6.1.16 Верхний уровень систем автоматизации должен обеспечивать: - прием информации от среднего уровня МПСА о состоянии технологического объекта; - отображение состояния и работы технологического объекта; - формирование графиков измеряемых технологических параметров и архивирование полученных измерений; - формирование команд изменения режима работы и дистанционного управления технологическим процессом по командам оператора. Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры, ручного манипулятора в центральный контроллер МПСА не должно превышать 0,5 с; - формирование и архивирование журнала событий (для регистрации аварийных событий, неисправностей, поданных команд управления, источников формирования команд 52 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » управления (диспетчер, оператор, автоматически), результатов выполнения команд управления или фактов и причин невыполнения команд управления), с регистрацией времени возникновения события. 6.1.17 Для любого режима управления насосного агрегата должны быть исключены пуск и работа агрегата, если неработоспособны системы, обеспечивающие автоматическую защиту объекта МТ или данного агрегата. 6.1.18 Системы технологической автоматизации и МПСА ПТ должны обеспечивать контроль наличия напряжения на секциях шин ЩСУ, КТП в объёме, необходимом для обеспечения выполнения алгоритмов АПВ автоматизированных агрегатов вспомогательных систем и задвижек. Контроль напряжения на питающей секции шин ЩСУ (КТП) должен выполняться с применением приборов контроля наличия напряжения по трем фазам, к которым предъявляются следующие требования: - приборы контроля наличия напряжения на СШ ЩСУ (КТП) не должны иметь временных задержек на формирование сигнала «нет напряжения» (время формирования сигнала «нет напряжения» не более 20 мс с момента достижения контролируемым напряжением значения заданной уставки); - приборы контроля наличия напряжения на СШ ЩСУ (КТП) должны иметь возможность настройки порогов срабатывания по величине контролируемого напряжения; - диапазон регулирования уставок должен составлять от 0,8 Uном до 0,95 Uном; - в приборах контроля наличия напряжения на СШ ЩСУ (КТП) должны отсутствовать или иметь возможность отключения дополнительные условия срабатывания (несимметрия напряжений, обратное чередование фаз, перенапряжение и т.д.). Допускается применение приборов контроля наличия напряжения на СШ ЩСУ (КТП) с неотключаемыми дополнительными условиями срабатывания если их наличие не ухудшает временные характеристики прибора; - уставка на отключение приборов контроля наличия напряжения на СШ ЩСУ (КТП) (формирование сигнала «нет напряжения») должна быть выше, чем «напряжение отпускания» любого МП, находящегося на СШ ЩСУ (КТП). Уставка возврата (формирование сигнала «есть напряжение») должна быть выше, чем «напряжение притяжения» любого МП, находящегося на СШ ЩСУ (КТП). 53 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2 Контроль текущего состояния, управление и защиты высоковольтных магистральных и подпорных насосных агрегатов 6.2.1 Контроль текущего состояния МНА (ПНА) 6.2.1.1 Для контроля текущего состояния магистрального и подпорного насосного агрегата в системах автоматизации должны быть предусмотрены четыре основных (взаимоисключающих) состояния: - МНА (ПНА) в работе; - МНА (ПНА) остановлен; - МНА (ПНА) запускается; - МНА (ПНА) останавливается. 6.2.1.2 Помимо четырёх основных состояний должны быть предусмотрены дополнительные состояния: - готов к пуску (для остановленного агрегата); - горячий резерв (для готовых к пуску агрегатов, находящихся в режиме «резервный»); - идёт программа пуска; - идёт программа остановки. 6.2.1.3 Контроль текущего состояния МНА, ПНА должен производиться по положению ВВ электродвигателя, величине активного тока ЭД МНА (ПНА), а также другим параметрам, характеризующим состояние агрегата, в зависимости от наличия в оснащении агрегата ЧРП или гидромуфты, указанным в данном разделе. 6.2.1.4 Для контроля положения ВВ электродвигателя агрегата в системах автоматизации должны быть предусмотрены два взаимоисключающих состояния: - ВВ электродвигателя включен; - ВВ электродвигателя отключен. Контроль положения ВВ электродвигателя должен осуществляться по двум парам сигналов «ВВ включен», «ВВ отключен» с двух УСО МПСА НПС. Включенное положение ВВ электродвигателя должно определяться, когда обе пары показывают комбинацию «1-0». Отключенное положение ВВ электродвигателя должно определяться, когда обе пары показывают комбинацию «0-1». В случаях: - когда любая пара в течение 3 с даёт запрещённую комбинацию («0-0» или «1-1»); - когда две пары в течение 3 с определяют противоположное состояние (одна пара – «включен», другая пара – «отключен»), 54 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения формироваться сигнал «неисправность цепей контроля положения ВВ До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » должен электродвигателя» с инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА (ПНА)». 6.2.1.5 Для МНА (ПНА), не оснащённых гидромуфтой и ЧРП, состояние «в работе» должно определяться по следующим условиям: - наличие состояния «ВВ электродвигателя включен»; - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя. 6.2.1.6 Для МНА с гидромуфтой состояние «в работе» должно определяться по следующим условиям: - наличие состояния «ВВ электродвигателя включен»; - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; - наличие 30 оборотов вала насоса в минуту и выше. 6.2.1.7 Для МНА (ПНА) с ЧРП состояние «в работе» должно определяться по следующим условиям: - наличие состояния «ВВ электродвигателя включен»; - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; - наличие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»); - наличие 30 оборотов вала электродвигателя в минуту и выше. 6.2.1.8 Для МНА (ПНА), не оснащённых гидромуфтой и ЧРП, состояние «остановлен» должно определяться по следующим условиям: - наличие состояния «ВВ электродвигателя отключен»; - снижение «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя. 6.2.1.9 Для МНА с гидромуфтой состояние «остановлен» должно определяться по следующим условиям: - наличие состояния «ВВ электродвигателя отключен»; - снижение «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя. 6.2.1.10 Для МНА (ПНА) с ЧРП при выполнении неуправляемой остановки состояние «остановлен» должно определяться по следующим условиям: 55 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - наличие состояния «ВВ электродвигателя отключен»; - снижение «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя. Для МНА (ПНА) с ЧРП при выполнении управляемой остановки состояние «остановлен» должно определяться по следующим условиям: - снижение оборотов вала электродвигателя ниже 30 об/мин; - снижение «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя; - отсутствие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»). 6.2.1.11 Для МНА (ПНА) состояние «запускается» определяется от момента подачи системой автоматизации команды управления на запуск агрегата, до момента получения состояния агрегата «в работе» в соответствии с 6.2.1.5, 6.2.1.6, 6.2.1.7. Общая продолжительность состояния «запускается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции пуска с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «в работе» за заданное время должно заканчиваться инициированием защиты «невыполнение программы пуска» с подачей команды на остановку МНА (ПНА). 6.2.1.12 Для МНА (ПНА) состояние «останавливается» определяется от момента подачи системой автоматизации команды управления на остановку агрегата, до момента получения состояния агрегата «остановлен» в соответствии с 6.2.1.8, 6.2.1.9, 6.2.1.10. Общая продолжительность состояния «останавливается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции остановки с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «остановлен» за заданное время должно заканчиваться инициированием защиты «невыполнение команды остановки МНА (ПНА)» с подачей команды на отключение ВВ электродвигателя МНА (ПНА). 6.2.1.13 Для МНА (ПНА), находящихся в состоянии «в работе», за исключением МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП, исчезновение одного из условий, указанных в 6.2.1.5, 6.2.1.6, 6.2.1.7 на время более 3 с должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА (ПНА)». П р и м е ч а н и е – Время снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя для работающих агрегатов может быть увеличено по результатам наладочных работ системы энергоснабжения исходя из необходимости настройки электрозащит ЗРУ для организации АПВ МНА (ПНА). 6.2.1.14 Для МНА (ПНА), находящихся в состоянии «в работе», за исключением МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП, переход без команды системы 56 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » автоматизации в состояние «остановлен» должен заканчиваться инициированием агрегатной защиты «несанкционированное отключение МНА (ПНА)» (при условии отсутствия сигналов работы кнопок «Стоп» МНА (ПНА) с БРУ, по месту, с преобразователей частоты (для агрегатов с ЧРП), «Стоп» МНС (ПНС) по месту, с БРУ, а также команд отключения, подаваемых техническими средствами ЗРУ при электрозащитах). 6.2.1.15 Для МНА (ПНА) без ЧРП, находящихся в состоянии «остановлен», появление состояния «ВВ электродвигателя включен» без команды системы автоматизации должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «несанкционированное включение МНА (ПНА)». 6.2.1.16 Для МНА (ПНА) без ЧРП, находящихся в состоянии «остановлен», увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя без появления состояния «ВВ электродвигателя включен» должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА (ПНА)». 6.2.1.17 Для МНА с гидромуфтой, находящихся в состоянии «остановлен» и завершивших процесс инерционной остановки насоса (частота вращения вала насоса после подачи команды отключения ВВ опустилась ниже 6 об/мин), наличие 30 оборотов вала насоса в минуту и выше без появления состояния «ВВ электродвигателя включен» должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА». 6.2.1.18 Для МНА (ПНА) с ЧРП, находящихся в состоянии «остановлен» с включенным ВВ электродвигателя, за исключением МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП, появление без команды системы автоматизации любого из условий: - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; - наличие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»); - наличие 30 оборотов вала электродвигателя в минуту и выше, должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА (ПНА)». 6.2.1.19 Для МНА (ПНА) с ЧРП, находящихся в состоянии «остановлен» с включенным ВВ электродвигателя, за исключением МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП, появление без команды системы автоматизации нескольких из условий: - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; 57 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - наличие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»); - наличие 30 оборотов вала электродвигателя в минуту и выше, должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «несанкционированное включение МНА (ПНА)». 6.2.1.20 Для МНА (ПНА) с ЧРП, находящихся в состоянии «остановлен» с отключенным ВВ электродвигателя, появление одного или нескольких из условий: - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; - наличие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»); - наличие 30 оборотов вала электродвигателя в минуту и выше, должно заканчиваться инициированием агрегатной защиты «неисправность цепей контроля МНА (ПНА)». 6.2.2 Режимы управления МНА и ПНА 6.2.2.1 Управление магистральными и подпорными насосными агрегатами должно быть реализовано в следующих режимах управления: - «телемеханический» (для управления по СТМ из управляющего диспетчерского пункта); - «основной» (для управления из операторной, МДП); - «резервный» (для АВР); - «ремонтный» (работа запрещена). 6.2.2.2 Все режимы управления должны предусматривать подачу команд управления насосными агрегатами только через МПСА НПС (за исключением команд, подаваемых от кнопок «Стоп» МНА (ПНА) по месту, с преобразователей частоты (для агрегатов с ЧРП), а также команд отключения, подаваемых техническими средствами ЗРУ (КТП, ЩСУ) при электрозащитах). 6.2.2.3 Режим «телемеханический» – автоматический режим управления, предназначенный для эксплуатации исправного агрегата, выбирается оператором объекта МТ в режиме управления объекта МТ (НПС) «дистанционный». Предназначен для управления МНА (ПНА) из РДП (ТДП). Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора до пуска агрегата. После начала программы пуска МНА (ПНА) управление агрегатными задвижками от кнопок по месту (только в части команд «открыть», «закрыть») и по командам оператора (по всем командам) автоматически блокируется. 58 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Режим «основной» – автоматический режим управления, предназначенный для эксплуатации исправного агрегата, выбирается оператором объекта МТ. Предназначен для управления МНА (ПНА) из операторной или МДП, а также для управления с ЧРП в режиме управления «местный» (для агрегатов, оснащённых ЧРП). Агрегатные задвижки могут управляться кнопками по месту или по командам оператора до пуска агрегата. После начала программы пуска МНА (ПНА) управление агрегатными задвижками от кнопок по месту (только в части команд «открыть», «закрыть») и по командам оператора (по всем командам) автоматически блокируется. П р и м е ч а н и е – В режим «основной» МНА (ПНА) должен быть переведён автоматически из режима «телемеханический» при переводе НПС в режим управления «местный». Режим «резервный» – автоматический режим управления, предназначенный для АВР, выбирается оператором объекта МТ у отключенного агрегата при открытых агрегатных задвижках и выбранной программе пуска П1. Предназначен для АВР МНА (ПНА) при остановке агрегатной защитой запускаемого или включенного агрегата. После установки данного режима управление агрегатными задвижками от кнопок по месту (только в части команд «открыть», «закрыть») и по командам оператора (по всем командам), а также смена программы пуска автоматически блокируются. П р и м е ч а н и е – После включения резервного МНА (ПНА) его режим управления автоматически меняется на «основной». Режим «ремонтный» (эксплуатация запрещена) выбирается оператором объекта МТ у отключенного агрегата. При установке данного режима производится автоматическое закрытие агрегатных задвижек МНА (ПНА), отключение ВВ у агрегата с ЧРП. Открытие агрегатных задвижек от кнопок по месту или по командам оператора и пуск агрегата автоматически блокируется. 6.2.2.4 Команды отключения ВВ приводов насосных агрегатов от агрегатных кнопок «Стоп», от кнопок «Стоп НПС», «Стоп МНС», «Стоп ПНС» должны выполняться независимо от назначенного режима управления агрегатом. Команды отключения «Стоп НПС», «Стоп МНС», «Стоп ПНС», «Стоп МНА», «Стоп ПНА», подаваемые управляющим диспетчером из РДП (ТДП) или автоматически от ЦСПА (САУ), должны выполняться независимо от назначенного режима управления агрегатом. Команды отключения «Стоп НПС», «Стоп МНС», «Стоп ПНС», «Стоп МНА», «Стоп ПНА», подаваемые оператором или автоматически от МПСА НПС (МНС, ПНС, РП), должны выполняться независимо от назначенного режима управления агрегатом. 6.2.2.5 Определение направления работы насосов МНС, ПНС, в том числе режима внутрипарковой перекачки, должно производиться МПСА НПС (и других площадочных 59 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » объектов) автоматически по положению агрегатных задвижек МНА, ПНА, задвижек РП, МНС, ПНС, и других технологических задвижек объекта МТ. 6.2.3 Контроль готовности к пуску МНА 6.2.3.1 У отключенного МНА должен производиться непрерывный контроль параметров, определяющих готовность к пуску. Данные параметры должны отображаться в карте готовности МНА к пуску. Команда на включение привода агрегата во всех режимах управления для всех программ пуска должна блокироваться, если отсутствует готовность к пуску агрегата по параметрам, приведенным в 6.2.3.2 – 6.2.3.38. 6.2.3.2 Отсутствие не деблокированных общестанционных защит, требующих отключения МНА. При наличии не деблокированных общестанционных защит данный параметр готовности снимается по всем агрегатам МНС. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.3 Отсутствие не деблокированных агрегатных защит. При наличии не деблокированных агрегатных защит данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.4 Отсутствие режима «ремонтный». При наличии режима «ремонтный» данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.5 Окончание предпусковой продувки электродвигателя. Данный параметр предусматривается для ЭД МНА с видом взрывозащиты «продувка под избыточным давлением». В случае если не выполнен алгоритм продувки ЭД, данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.6 Наличие безопасного давления подпора воздуха в корпусе электродвигателя. Данный параметр предусматривается для ЭД МНА с видом взрывозащиты «продувка под избыточным давлением». В случае если не достигнуто значение безопасного давления подпора воздуха в корпусе ЭД, данный параметр готовности по агрегату снимается, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв». 6.2.3.7 Наличие безопасного давления подпора воздуха в корпусе возбудителя. Данный параметр предусматривается для ЭД МНА с видом взрывозащиты «продувка под избыточным давлением», оснащённых возбудителем. В случае если не достигнуто значение безопасного давления подпора воздуха в корпусе возбудителя ЭД, данный параметр готовности по агрегату снимается, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв». 60 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.3.8 Закрытое положение клапана продувки электродвигателя. Данный параметр предусматривается для ЭД МНА с видом взрывозащиты «продувка под избыточным давлением». В случае если не закрыт клапан (клапаны) продувки электродвигателя, данный параметр готовности по агрегату снимается, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв». П р и м е ч а н и е – В соответствии с требованиями документации завода-изготовителя допускается объединение параметров 6.2.3.5, 6.2.3.6, 6.2.3.7 и 6.2.3.8 в один параметр готовности «взрывозащита обеспечена». 6.2.3.9 Наличие напряжения (6/10 кВ) в двигательной ячейке ЗРУ. При отсутствии в течение 6 с необходимого для пуска МНА уровня напряжения в двигательной ячейке ЗРУ данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.10 Исправность цепей включения ВВ электродвигателя (для МНА без ЧРП). При неисправности цепей включения ВВ электродвигателя (в т.ч. отсутствии питания цепей управления) данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.11 Исправность цепей отключения ВВ электродвигателя. Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При неисправности цепей отключения ВВ электродвигателя (в т.ч. отсутствии питания цепей управления) данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.12 Исправность цепей управления ВВ электродвигателя контроллером РЗиА (исправность шлейфов). Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При неисправности цепей управления ВВ электродвигателя (отключении шлейфов) данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.13 Тележка ВВ электродвигателя вкачена в рабочее положение. При не рабочем положении тележки ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.14 ВВ электродвигателя включен. Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых ЧРП. Контроль положения ВВ электродвигателя определяется в соответствии с 6.2.1.4. При отключении ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.15 Исправность цепей контроля положения ВВ электродвигателя. Контроль положения ВВ электродвигателя определяется в соответствии с 6.2.1.4. При неисправности цепей контроля положения ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 61 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения РЗиА двигательной ячейки в режиме управления До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.3.16 Контроллер «дистанционный». Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При переводе контроллера РЗиА двигательной ячейки в режим управления «местный» данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.17 Наличие связи с контроллером РЗиА двигательной ячейки. Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках и передаче сигналов электрозащиты или выбора режима по интерфейсу. При отсутствии связи с контроллером РЗиА двигательной ячейки данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.18 Готовность возбудителя электродвигателя к работе. Данный параметр предусматривается для ЭД МНА, оснащённых возбудителем. Параметр контролируется по сигналу от возбудителя, который должен означать исправность возбудителя и готовность его к работе. При отсутствии готовности возбудителя электродвигателя к работе данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.19 ЧРП в режиме управления «дистанционный». Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых ЧРП и устанавливается при переводе ЧРП в режим управления «дистанционный». 6.2.3.20 ЧРП готов к пуску. Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых ЧРП. Параметр контролируется по сигналу от ЧРП, который должен означать полную готовность ЧРП к пуску, в том числе работоспособность и исправность вспомсистем ЧРП, наличие высокого напряжения, завершения предзаряда. При отсутствии сигнала готовности ЧРП данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.21 Готовность входного коллектора. Проверяется открытое положение задвижек по маршруту нефти/нефтепродукта от входа узла подключения станции или от выходного коллектора ПНС до входного коллектора МНС. При отсутствии открытого пути по маршруту нефти/нефтепродукта до входного коллектора МНС данный параметр готовности снимается по всем агрегатам МНС, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв». 6.2.3.22 Готовность выходного коллектора. Проверяется открытое положение задвижек по маршруту нефти/нефтепродукта от выходного коллектора МНС до выхода узла подключения станции. При отсутствии 62 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » открытого пути по маршруту нефти/нефтепродукта от выходного коллектора МНС данный параметр готовности снимается по всем агрегатам МНС, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв». 6.2.3.23 Отсутствие высокого давления на выходе МНС (за исключением МНА с изменением частоты вращения вала насоса МНА). Проверяется величина давления на выходе МНС. При превышении определённой величины давления на выходе МНС, характеризующей гарантированное превышение предельного максимального значения на выходе МНС при пуске очередного МНА, данный параметр готовности снимается по всем агрегатам МНС, за исключением МНА, находящегося в состоянии «горячий резерв» и МНА, назначенного на запуск по карте автоматизированного перехода. П р и м е ч а н и е – В МПСА НПС должна быть предусмотрена дополнительная уставка на позиции контроля давления на выходе МНС. Данная уставка должна быть выставлена ниже уставки предельного максимального значения на выходе МНС (рассчитанного в соответствии с А.2 (приложение А) на величину зазора давлений, гарантирующего превышение предельного максимального значения на выходе МНС при пуске очередного МНА. Величина зазора давлений рассчитывается службой технологических расчётов ОСТ для конкретного технологического оборудования конкретной МНС. Он равен величине, полученной по напорной характеристике насоса с наименьшим колесом на МНС при максимальном расходе из всех используемых режимов перекачки. Данная величина может быть уточнена в процессе эксплуатации. 6.2.3.24 Приёмная агрегатная задвижка открыта. Проверяется открытое положение приёмной агрегатной задвижки. При отсутствии индикации открытого положения приёмной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.25 Выкидная агрегатная задвижка открыта. Данный параметр предусматривается для МНА с регулируемой частотой вращения вала. Проверяется открытое положение выкидной агрегатной задвижки. При отсутствии индикации открытого положения выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.26 Выкидная агрегатная задвижка при выбранной программе пуска П1 открыта. Данный параметр предусматривается для МНА с не регулируемой частотой вращения вала. Проверяется открытое положение выкидной агрегатной задвижки при выбранной программе пуска П1. При отсутствии индикации открытого положения выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.27 Выкидная агрегатная задвижка при выбранной программе пуска П2 закрыта. Данный параметр предусматривается для МНА с не регулируемой частотой вращения вала. Проверяется закрытое положение выкидной агрегатной задвижки при выбранной 63 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » программе пуска П2. При отсутствии индикации закрытого положения выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.3.28 Отсутствие аварии приёмной и выкидной агрегатных задвижек. Проверяется отсутствие аварии приёмной и выкидной агрегатной задвижки. При наличии аварии приёмной или выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.29 Наличие напряжения в цепях управления приёмной и выкидной агрегатных задвижек. Проверяется наличие напряжения в цепях управления приёмной и выкидной агрегатных задвижек. При отсутствии в течение 6 с напряжения в цепях управления приёмной или выкидной агрегатных задвижек данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.30 Приёмная и выкидная агрегатные задвижки в режиме управления «дистанционный». Данный параметр предусматривается для задвижек, оборудованных блоками электронного управления приводом, имеющим ключ выбора режима управления в схеме управления в т.ч. на приводе. Проверяется наличие режима управления «дистанционный» у приёмной и выкидной агрегатных задвижек. При отсутствии в течение 6 с режима управления «дистанционный» у приёмной или выкидной агрегатных задвижек данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.31 Исходное положение черпака гидромуфты. Данный параметр предусматривается для МНА с гидромуфтой. Проверяется положение черпака гидромуфты, которое должно соответствовать нулевому числу оборотов вала насоса. При отсутствии индикации исходного положения черпака гидромуфты данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.32 Отсутствие показаний вибрации у не работающего МНА. Проверяется отсутствие показаний вибрации у не работающего МНА. При наличии показаний вибрации у не работающего МНА более 10,0 % диапазона измерения измерительного канала данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.33 Температура масла маслосистемы в норме (на выходе охладителя). Проверяется значение температуры масла на выходе охладителя маслосистемы. При температуре масла менее 10 оС (если заводом-изготовителем не определено иное значение) 64 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » параметр готовности по всем агрегатам МНС снимается. При применении индивидуальной маслосистемы данный параметр готовности снимается по соответствующему агрегату. 6.2.3.34 Уровень масла в маслобаке в норме. Данный параметр предусматривается для МНА с индивидуальной маслосистемой. Проверяется отсутствие сигнализации предельного минимального уровня в маслобаке. При наличии предельного минимального уровня в маслобаке данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.35 Наличие включенного пуско–резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы. Данный параметр предусматривается для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом. Проверяется наличие включенного состояния пуско–резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы. При отсутствии включенного состояния пуско– резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.36 Уровень запирающей жидкости в баке системы запирания в норме. Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений. Проверяется отсутствие сигнализации минимального уровня в баке системы запирания. При наличии минимального уровня в баке системы запирания данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.37 Давление запирающей жидкости к торцовому уплотнению в норме. Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений. Проверяется значение давления запирающей жидкости к торцовому уплотнению по всем точкам контроля. При снижении давления запирающей жидкости к торцовому уплотнению по любой точке контроля ниже значения, указанного заводомизготовителем, данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.3.38 Наличие режима управления МНА «основной» в режиме управления ЧРП «местный». Данный параметр предусматривается для МНА, оснащённых ЧРП. При отсутствии режима «основной» в режиме управления ЧРП «местный» данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 65 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.3.39 Параметры готовности МНА могут быть дополнены другими параметрами по требованию завода-изготовителя оборудования или в случае применения дополнительных вспомсистем. 6.2.3.40 При наличии всех параметров готовности, МНА считается готовым к пуску, возможен пуск агрегата в соответствии с выбранным режимом управления. Магистральный агрегат, находящийся в режиме «резервный» переводится в состояние «горячий резерв». 6.2.4 Контроль готовности к пуску ПНА 6.2.4.1 У отключенного ПНА должен производиться непрерывный контроль параметров, определяющих готовность к пуску. Данные параметры должны отображаться в карте готовности ПНА к пуску. Команда на включение привода агрегата во всех режимах управления для всех программ пуска должна блокироваться, если отсутствует готовность к пуску агрегата по параметрам, приведенным в 6.2.4.2 – 6.2.4.25. 6.2.4.2 Отсутствие не деблокированных общестанционных защит, требующих отключения ПНА. При наличии не деблокированных общестанционных защит данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.3 Отсутствие не деблокированных агрегатных защит. При наличии не деблокированных агрегатных защит данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.4 Отсутствие режима «ремонтный». При наличии режима «ремонтный» данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.5 Наличие напряжения (6/10 кВ) в двигательной ячейке ЗРУ. При отсутствии в течение 6 с необходимого для пуска ПНА уровня напряжения в двигательной ячейке ЗРУ данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.6 Исправность цепей включения ВВ электродвигателя (для ПНА без ЧРП). При неисправности цепей включения ВВ электродвигателя (в т.ч. отсутствии питания цепей управления) данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.7 Исправность цепей отключения ВВ электродвигателя. Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При неисправности цепей отключения ВВ электродвигателя (в т.ч. отсутствии питания цепей управления) данный параметр готовности по агрегату снимается. 66 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.4.8 Исправность цепей управления ВВ электродвигателя контроллером РЗиА (исправность шлейфов). Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При неисправности цепей управления ВВ электродвигателя (отключении шлейфов) данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.9 Тележка ВВ электродвигателя вкачена в рабочее положение. При не рабочем положении тележки ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.10 ВВ электродвигателя включен. Данный параметр предусматривается для ПНА, оснащённых ЧРП. Контроль положения ВВ электродвигателя определяется в соответствии с 6.2.1.4. При отключении ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.11 Исправность цепей контроля положения ВВ электродвигателя. Контроль положения ВВ электродвигателя определяется в соответствии с 6.2.1.4. При неисправности цепей контроля положения ВВ электродвигателя данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.12 Контроллер РЗиА двигательной ячейки в режиме управления «дистанционный». Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках. При переводе контроллера РЗиА двигательной ячейки в режим управления «местный» данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.13 Наличие связи с контроллером РЗиА двигательной ячейки. Данный параметр предусматривается для ЗРУ с применением контроллеров РЗиА в двигательных ячейках и передаче сигналов электрозащиты или выбора режима по интерфейсу. При отсутствии связи с контроллером РЗиА двигательной ячейки данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.14 Готовность возбудителя электродвигателя к работе. Данный параметр предусматривается для ЭД ПНА, оснащённых возбудителем. Параметр контролируется по сигналу от возбудителя, который должен означать исправность возбудителя и готовность его к работе. При отсутствии готовности возбудителя электродвигателя к работе данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.15 ЧРП в режиме управления «дистанционный». 67 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Данный параметр предусматривается для ПНА, оснащённых ЧРП и устанавливается при переводе ЧРП в режим управления «дистанционный». 6.2.4.16 ЧРП готов к пуску. Данный параметр предусматривается для ПНА, оснащённых ЧРП. Параметр контролируется по сигналу от ЧРП, который должен означать полную готовность ЧРП к пуску, в том числе работоспособность и исправность вспомсистем ЧРП, наличие высокого напряжения, завершения предзаряда. При отсутствии сигнала готовности ЧРП данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.17 Готовность входного коллектора. Проверяется открытое положение задвижек по маршруту нефти/нефтепродукта от резервуара до входного коллектора ПНА. При отсутствии открытого пути по маршруту нефти/нефтепродукта до входного коллектора ПНА данный параметр готовности по агрегату снимается, за исключением ПНА, находящегося в состоянии «горячий резерв» по отношению к работающему по этому же маршруту ПНА (до момента перехода работающего ПНА в состояние остановлен). 6.2.4.18 Готовность выходного коллектора. Проверяется открытое положение задвижек по маршруту нефти/нефтепродукта от выходного коллектора ПНА до входного коллектора МНС (при работе ПНА на вход МНС), до резервуара (при внутрипарковой перекачке) или до выхода узла подключения станции (при наличии режимов перекачки, позволяющих работать ПНС на ЛЧ без МНС). При отсутствии открытого пути по маршруту нефти/нефтепродукта данный параметр готовности по агрегату снимается, за исключением ПНА, находящегося в состоянии «горячий резерв» по отношению к работающему по этому же маршруту ПНА. 6.2.4.19 Приёмная агрегатная задвижка открыта. Проверяется открытое положение приёмной агрегатной задвижки. При отсутствии индикации открытого положения приёмной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.20 Выкидная агрегатная задвижка открыта. Проверяется открытое положение выкидной агрегатной задвижки. При отсутствии индикации открытого положения выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.21 Отсутствие аварии приёмной и выкидной агрегатных задвижек. 68 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Проверяется отсутствие аварии приёмной и выкидной агрегатной задвижки. При наличии аварии приёмной или выкидной агрегатной задвижки данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.22 Наличие напряжения в цепях управления приёмной и выкидной агрегатных задвижек. Проверяется наличие напряжения в цепях управления приёмной и выкидной агрегатных задвижек. При отсутствии в течение 6 с напряжения в цепях управления приёмной или выкидной агрегатных задвижек данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.23 Приёмная и выкидная агрегатные задвижки в режиме управления «дистанционный». Данный параметр предусматривается для задвижек, оборудованных блоками электронного управления приводом, имеющим ключ выбора режима управления в схеме управления в т.ч. на приводе. Проверяется наличие режима управления «дистанционный» у приёмной и выкидной агрегатных задвижек. При отсутствии в течение 6 с режима управления «дистанционный» у приёмной или выкидной агрегатных задвижек данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.24 Отсутствие показаний вибрации у не работающего ПНА. Проверяется отсутствие показаний вибрации у не работающего ПНА. При наличии показаний вибрации у не работающего ПНА более 10 % диапазона измерения измерительного канала данный параметр готовности по агрегату снимается. 6.2.4.25 Наличие режима управления ПНА «основной» в режиме управления ЧРП «местный». Данный параметр предусматривается для ПНА, оснащённых ЧРП. При отсутствии режима «основной» в режиме управления ЧРП «местный» данный параметр готовности по агрегату снимается. Данный параметр готовности не маскируется. 6.2.4.26 Параметры готовности ПНА могут быть дополнены другими параметрами по требованию завода-изготовителя или в случае применения дополнительных вспомсистем. 6.2.4.27 При наличии всех параметров готовности, ПНА считается готовым к пуску, возможен пуск агрегата в соответствии с выбранным режимом управления. Подпорный агрегат, находящийся в режиме «резервный» переводится в состояние «горячий резерв». 69 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.5 Программы пуска МНА (ПНА) 6.2.5.1 Пуск насосного агрегата (МНА, ПНА) оператором объекта МТ, управляющим РДП (ТДП) всегда производится только по соответствующей программе пуска. В МПСА НПС должны быть реализованы следующие программы пуска: - программа пуска №1 (П1) на полностью открытую выходную задвижку; - программа пуска №2 (П2) на выходную задвижку, открывающуюся в ходе выполнения программы. 6.2.5.2 Для программного пуска МНА без регулирования частоты вращения вала должны применяться программы пуска №1 и №2. Для программного пуска: - МНА с регулируемой частотой вращения вала; - МНА, находящегося в режиме «резервный»; - ПНА, должна применяться только программа пуска №1. 6.2.5.3 МПСА НПС не должна допускать изменение программы пуска во время работы программы пуска или программы остановки МНА. 6.2.5.4 При выполнении пуска по программе №1 первого по счёту МНА без регулирования частоты вращения вала (запуск после остановки МНС), МПСА НПС предварительно перед подачей команды включения привода агрегата, должна формировать команду на прикрытие исполнительных механизмов САР давления на выходе МНС в соответствии с 9.18. 6.2.5.5 Программы пуска включают: - команду на прикрытие исполнительных механизмов САР давления на выходе МНС (при выполнении пуска по программе №1 первого по счёту МНА без регулирования частоты вращения вала); - включение МНА (ПНА) – получение состояния агрегата «в работе»; - изменение по установленному алгоритму частоты вращения вала насосного агрегата (для агрегатов с регулируемой частотой вращения вала); - открытие выходной задвижки агрегата (при пуске МНА по программе пуска №2). 6.2.5.6 Программа пуска №1 для МНА (ПНА) с не регулируемой частотой вращения вала выполняется после подачи команды на пуск агрегата управляющим персоналом. При наличии готовности к пуску выполняется: - изменение (автоматически); основного состояния «остановлен» на состояние «запускается» 70 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - установка дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически); - команда на прикрытие исполнительных механизмов САР давления на выходе МНС (при выполнении пуска по программе №1 первого по счёту МНА без регулирования частоты вращения вала) с последующей задержкой на включение привода МНА для обеспечения прикрытия заслонок САР; - подача команды на включение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя включен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - контроль увеличения «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «запускается» на состояние «в работе» по условиям 6.2.1.5 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически). 6.2.5.7 Программа пуска №2 для МНА с не регулируемой частотой вращения вала выполняется после подачи команды на пуск агрегата управляющим персоналом. При наличии готовности к пуску выполняется: - установка дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически); - подача команды на открытие выходной агрегатной задвижки МНА (автоматически); - изменение (автоматически), основного подача состояния команды на «остановлен» на включение ВВ состояние «запускается» электродвигателя агрегата (автоматически). Команда на включение ВВ электродвигателя МНА подается с выдержкой времени от момента подачи команды на открытие агрегатной задвижки на выходе МНА. Длительность выдержки времени должна быть принята из расчета величины допустимого перепада давления на выходной агрегатной задвижке; - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя включен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - контроль увеличения «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «запускается» на состояние «в работе» по условиям 6.2.1.5 (автоматически); - контроль открытого состояния выходной агрегатной задвижки МНА (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически). 71 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.5.8 Программа пуска для МНА, оснащённых гидромуфтой выполняется после подачи команды на пуск агрегата управляющим персоналом. При наличии готовности к пуску выполняется: - изменение основного состояния «остановлен» на состояние «запускается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически); - подача команды на включение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя включен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - контроль увеличения «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - подача на черпак гидромуфты задания, соответствующего минимальной частоте диапазона регулирования (автоматически). Задание на черпак гидромуфты подается без выдержки времени от момента увеличения «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя, если это не запрещается заводом-изготовителем агрегата. В случае наличия требований завода-изготовителя агрегата, проектной документацией должна быть предусмотрена выдержка времени на подачу задания. Для сокращения времени пуска МНА с синхронными электродвигателями, по согласованию с заводом-изготовителем, подача задания на черпак гидромуфты может быть выполнена до окончания предусмотренной выдержки времени – после получения сигнала от возбудителя ЭД «окончание синхронизации»; - контроль достижения стартовой частоты вращения вала насосного агрегата больше 30 об/мин (автоматически); - изменение основного состояния «запускается» на состояние «в работе» по условиям 6.2.1.6 (автоматически); - контроль достижения частоты вращения вала насосного агрегата, соответствующего минимальной частоте диапазона регулирования (автоматически). Диапазон регулирования МНА, оснащённых гидромуфтой, определяется проектной документацией; - снятие дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически). После выполнения программы пуска, задание на МНА подаётся в соответствии с законом регулирования. 6.2.5.9 Программа пуска для МНА (ПНА) с ЧРП выполняется после подачи команды на пуск агрегата управляющим персоналом. 72 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » При наличии готовности к пуску выполняется: - изменение основного состояния «остановлен» на состояние «запускается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически); - подача команды в ЧРП на включение электродвигателя агрегата (автоматически). Увеличение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму пуска; - контроль увеличения «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - контроль наличия сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе») (автоматически); - контроль достижения стартовой частоты вращения вала электродвигателя агрегата 30 об/мин и выше (автоматически); - изменение основного состояния «запускается» на состояние «в работе» по условиям 6.2.1.7 (автоматически); - контроль достижения частоты вращения вала электродвигателя агрегата, соответствующей минимальной частоте диапазона регулирования (автоматически). Диапазон регулирования МНА с ЧРП определяется проектной документацией; - снятие дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически). После выполнения программы пуска, задание на МНА (ПНА) подаётся в соответствии с законом регулирования. 6.2.5.10 Автоматический пуск МНА (ПНА) производится в порядке, аналогичном описанному в 6.2.5.6, 6.2.5.8, 6.2.5.9, за исключением того, что автоматическая команда на пуск агрегата подаётся только в случае наличия готовности агрегата к пуску. 6.2.5.11 Общая продолжительность программы пуска ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции запуска с учетом установленной последовательности их выполнения. Программа пуска №1 для МНА (ПНА) без регулирования частоты вращения вала считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «в работе». Программа пуска №2 для МНА без регулирования частоты вращения вала считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «в работе» и открыта агрегатная задвижка на выходе МНА. 73 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Программа пуска для МНА (ПНА) с регулируемой частотой вращения вала считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «в работе» и достигнута частота вращения вала электродвигателя агрегата, соответствующая минимальной частоте диапазона регулирования. Программа пуска МНА (ПНА) считается невыполненной и завершает свою работу инициированием защиты «невыполнение программы пуска» в соответствии с таблицами Б.1 и Б.2 (приложение Б), если за заданное время не выполнено хотя бы одно из следующих условий: - не получено состояние агрегата «в работе»; - не достигнута частота вращения вала электродвигателя агрегата, соответствующая минимальной частоте диапазона регулирования (для агрегатов с регулируемой частотой вращения вала); - не открыта задвижка на выходе МНА (при пуске МНА по программе пуска №2). Защита «невыполнение программы пуска» не маскируется. 6.2.5.12 Если во время работы программы пуска происходит срабатывание агрегатной защиты данного агрегата или общестанционной защиты, требующей отключения этого агрегата, работа агрегата завершается по алгоритму сработавшей защиты без инициирования защиты «невыполнение программы пуска». 6.2.6 Программы остановки МНА (ПНА) 6.2.6.1 Остановка работающего насосного агрегата всегда производится по программе остановки. Программа остановки МНА, ПНА должна предусматривать: - остановку МНА (ПНА) – получение состояния агрегата «остановлен»; - закрытие агрегатной задвижки на выходе МНА, если для данного МНА установлена программа пуска №2. Остановка МНА (ПНА) с ЧРП может осуществляться тремя способами: - неуправляемая остановка; - управляемая остановка; - управляемая остановка с последующим отключением ВВ. Способ остановки МНА (ПНА) с ЧРП по общестанционным и агрегатным защитам указан в таблицах Б.1, Б.2, Б.3, Б.4, Б.5 (приложеие Б). Для штатной остановки МНА (ПНА) с ЧРП по команде управляющего персонала должен применяться способ управляемой остановки МНА (ПНА). 74 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.6.2 Программа остановки для МНА (ПНА) с не регулируемой частотой вращения вала (с включенной программой пуска №1) выполняется в следующем порядке: - подача команды на остановку агрегата управляющим персоналом или автоматически; - изменение основного состояния «в работе» («запускается») на состояние «останавливается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); - подача команды на отключение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - подача команды на включение пуско-резервного маслонасоса (выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя отключен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - контроль снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «останавливается» на состояние «остановлен» по условиям 6.2.1.8 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически). 6.2.6.3 Программа остановки для МНА с не регулируемой частотой вращения вала (с включенной программой пуска №2) выполняется в следующем порядке: - подача команды на остановку агрегата управляющим персоналом или автоматически; - изменение основного состояния «в работе» («запускается») на состояние «останавливается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); - подача команды на отключение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - подача команды на включение пуско-резервного маслонасоса (выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя отключен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); 75 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - контроль снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «останавливается» на состояние «остановлен» по условиям 6.2.1.8 (автоматически); - подача команды на закрытие выходной агрегатной задвижки МНА (автоматически); - контроль закрытого состояния выходной агрегатной задвижки МНА (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически). 6.2.6.4 Программа остановки для МНА, оснащённых гидромуфтой выполняется в следующем порядке: - подача команды на остановку агрегата управляющим персоналом или автоматически; - изменение основного состояния «в работе» («запускается») на состояние «останавливается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); - подача команды на отключение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - подача команды на включение пуско-резервного маслонасоса (выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя отключен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - прекращение подачи задания на МНА в соответствии с законом регулирования; - подача на черпак гидромуфты задания, соответствующего максимальному числу оборотов вала насоса (автоматически) до снижения оборотов вала насоса ниже 6 об/мин, без контроля исполнения; - контроль снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «останавливается» на состояние «остановлен» по условиям 6.2.1.9 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); 76 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - после снижения оборотов вала насоса ниже 6 об/мин подача на черпак гидромуфты задания, соответствующего нулевому числу оборотов вала насоса (автоматически) без контроля исполнения. 6.2.6.5 Программа неуправляемой остановки для МНА (ПНА) с ЧРП выполняется в следующем порядке: - подача команды на остановку агрегата (автоматически); - изменение основного состояния «в работе» («запускается») на состояние «останавливается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); - прекращение подачи задания на МНА (ПНА) в соответствии с законом регулирования, подача на ЧРП задания, соответствующего нулевому числу оборотов электродвигателя (автоматически) без контроля исполнения; - подача команды в ЧРП на отключение МНА (ПНА) (автоматически); - подача команды на отключение ВВ электродвигателя агрегата (автоматически); - подача команды на включение пуско-резервного маслонасоса (выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом); - контроль получения состояния «ВВ электродвигателя отключен» по условиям 6.2.1.4 (автоматически); - контроль снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - изменение основного состояния «останавливается» на состояние «остановлен» по условиям 6.2.1.10 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически). 6.2.6.6 Программа управляемой остановки для МНА (ПНА) с ЧРП выполняется в следующем порядке: - подача команды на остановку агрегата управляющим персоналом или автоматически; - изменение основного состояния «в работе» («запускается») на состояние «останавливается» (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); 77 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - прекращение подачи задания на МНА (ПНА) в соответствии с законом регулирования, подача на ЧРП задания, соответствующего нулевому числу оборотов электродвигателя (автоматически); - подача команды в ЧРП на отключение МНА (ПНА) (автоматически). Снижение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму остановки; - подача команды на включение пуско-резервного маслонасоса (выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом); - контроль снижения частоты вращения вала электродвигателя агрегата менее 30 об/мин (автоматически); - контроль снижения «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя (автоматически); - контроль отсутствия сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе») (автоматически); - изменение основного состояния «останавливается» на состояние «остановлен» по условиям 6.2.1.10 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически); - отключение ВВ МНА (ПНА) при наличии соответствующих требований в таблицах Б.1, Б.2, Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б). 6.2.6.7 При работе кнопок «Стоп МНС (ПНС)», «Стоп» МНА (ПНА) по месту, с БРУ, с ЧРП (для агрегатов с ЧРП), а также при отключении ВВ электродвигателя командами отключения, подаваемыми техническими средствами ЗРУ при электрозащитах, состояние «останавливается» определяется от момента появления состояния «ВВ электродвигателя отключен». Программа остановки выполняется в порядке, аналогичном указанному в 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4, 6.2.6.5 с пропуском выполненных операций. 6.2.6.8 Общая продолжительность программы остановки ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции остановки с учетом установленной последовательности их выполнения. Программа остановки для МНА (ПНА) без регулирования частоты вращения вала (с включенной программой пуска №1) считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «остановлен». 78 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Программа остановки для МНА без регулирования частоты вращения вала (с включенной программой пуска №2) считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «остановлен» и закрыта агрегатная задвижка на выходе МНА. Программа остановки для МНА (ПНА) с регулируемой частотой вращения вала считается выполненной, если за заданное время получено состояние агрегата «остановлен». Программа остановки МНА (ПНА) считается невыполненной и завершает свою работу инициированием защиты «невыполнение команды остановки» в соответствии с таблицами Б.1 и Б.2 (приложение Б), если за заданное время не получено состояние агрегата «остановлен». Защита «невыполнение команды остановки» не маскируется. В случае отключения МНА, но не закрытия агрегатной задвижки на выходе МНА за заданное время (если для данного МНА установлена программа пуска №2), производится автоматическое снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» и выдаётся оперативное сообщение «невыполнение закрытия задвижки по программе остановки». 6.2.7 Особенности управления высоковольтным МНА (ПНА) с ЧРП 6.2.7.1 Минимальный перечень сигналов обмена данными между контроллером ЧРП и системой автоматизации объекта МТ приведён в таблице 3. 6.2.7.2 Обмен данными, указанными в таблице 3 (за исключением сигнала «отключение агрегата кнопкой стоп с ЧРП»), должен производиться по цифровому каналу с открытым протоколом Modbus RTU. При отказе цифрового канала весь объём данных взаимодействия МПСА с ЧРП, указанный в таблице 3, должен быть обеспечен по контрольным кабелям. При обмене данными между контроллером ЧРП и системой автоматизации объекта МТ по двум каналам (цифровому и физическому), должно соблюдаться правило, согласно которому, передача выходных сигналов должна работать в режиме нагруженного резерва (как со стороны контроллера ЧРП, так и со стороны системы автоматизации объекта МТ). А работа с входными сигналами (как контроллером ЧРП, так и системой автоматизации объекта МТ) должна производиться в режиме резервирования замещением с приоритетом цифрового канала и переходом на физический канал только в случае потери связи по цифровому каналу, а также возвратом на работу по цифровому каналу при восстановлении связи. 6.2.7.3 Полный перечень сигналов контроля работы и диагностики неисправности, предусмотренный заводом – изготовителем (без функции управления), должен передаваться от ЧРП по второму цифровому каналу с открытым протоколом Modbus RTU в АСТУЭ 79 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » (АСМЭ) уровня площадочного объекта МТ на АРМ ДЭМ. По этому же каналу должна осуществляться синхронизация времени контроллера ЧРП. Т а б л и ц а 1 – Минимальный перечень сигналов обмена данными между контроллером ЧРП и системой автоматизации объекта МТ № 1 Наименование сигнала 2 1 Пуск электродвигателя в режиме управления ЧРП «дистанционный» (сигнал от МПСА в ЧРП) 2 Разрешение на пуск электродвигателя в режиме управления ЧРП «местный» (сигнал от МПСА в ЧРП) 3 Отключение агрегата кнопкой стоп с ЧРП (сигнал от ЧРП в МПСА) Описание сигнала 3 При подаче данного сигнала (замыкании) в режиме управления ЧРП «дистанционный», ЧРП должен выполнять программу запуска электродвигателя - увеличение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму пуска до достижения частоты вращения вала электродвигателя агрегата, соответствующей минимальной частоте диапазона регулирования. При переводе ЧРП в режим управления «местный», МПСА должна снять данный сигнал. При снятии сигнала (размыкании) в режиме управления ЧРП «дистанционный», ЧРП должен выполнять программу управляемой остановки электродвигателя - снижение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму остановки до полной остановки вала электродвигателя. Скорость набора частоты вращения вала при запуске электродвигателя, скорость торможения при остановке электродвигателя должна быть в диапазоне 100-150 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной скоростью 3000 об/мин), в диапазоне 50-75 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной скоростью 1500 об/мин), в том числе на холостом ходу. ПЧ должен обеспечить управляемую остановку ЭД с максимального режима работы, в том числе на холостом ходу, за время не более 30 с Подача сигнала (замыкание) в режиме управления ЧРП «местный» должно являться разрешением от МПСА на управление электродвигателем с местного пульта управления ЧРП. При снятии сигнала (размыкании) в режиме управления ЧРП «местный», ЧРП должен выполнять программу управляемой остановки электродвигателя - снижение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму остановки до полной остановки вала электродвигателя. Скорость набора частоты вращения вала при запуске электродвигателя, скорость торможения при остановке электродвигателя должна быть в диапазоне 100-150 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной скоростью 3000 об/мин), в диапазоне 50-75 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной скоростью 1500 об/мин), в том числе на холостом ходу. ПЧ должен обеспечить управляемую остановку ЭД с максимального режима работы, в том числе на холостом ходу, за время не более 30 с Сигнализирует о нажатии кнопки «стоп» на ЧРП, при этом должно производиться отключение ВВ ячейки электродвигателя в ЗРУ средствами ЧРП. По данному сигналу МПСА должна инициировать агрегатную защиту «отключение агрегата кнопкой стоп с ЧРП» 80 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Наименование сигнала 2 Описание сигнала До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » № 1 4 5 6 7 8 9 10 11 3 В МПСА должна быть реализована блокировка подачи данной команды при наличии условий, требующих отключения ВВ ячейки электродвигателя в ЗРУ. При подаче данного сигнала ЧРП должен выполнить внутренние Подготовиться к процедуры подготовки ЧРП к пуску. В случае успешного окончания пуску (сигнал от процедуры подготовки, ЧРП должен включить ВВ ячейки МПСА в ЧРП) электродвигателя в ЗРУ и сформировать сигнал «ЧРП готов к пуску». В случае неуспешного окончания процедуры подготовки, ЧРП должен сформировать сигнал «критический отказ» (см. строку 5). Данный сигнал удерживается МПСА НПС до получения сигнала «ЧРП готов к пуску» или сигнала «критический отказ» Сигнализирует о появлении неисправности в ЧРП не допускающей дальнейшую работу, при этом должно производиться отключение ВВ Критический отказ ячейки электродвигателя в ЗРУ средствами ЧРП. При получении (сигнал от ЧРП в данного сигнала МПСА должна снять команду «подготовиться к пуску» МПСА) (если она была подана) и инициировать агрегатную защиту «авария ЧРП». После устранения неисправности сигнал должен деблокироваться оперативным персоналом с местного пульта управления ЧРП Сигнализирует об установке ключа выбора режима на ЧРП в положение Дистанционное дистанционного управления. При снятии сигнала «дистанционное управление управление», МПСА должна инициировать агрегатную защиту «ЧРП не (сигнал от ЧРП в в дистанционном режиме управления», выставить задание частоты МПСА) вращения, равное нулю Сигнализирует о готовности ЧРП к пуску электродвигателя. Наличие данного сигнала должно означать полную готовность ЧРП к пуску, в том числе работоспособность и исправность вспомсистем ЧРП, наличие ЧРП готов к пуску высокого напряжения, завершения предзаряда. При получении данного (сигнал от ЧРП в сигнала МПСА должна снять команду «подготовиться к пуску». МПСА) Данный сигнал снимается СА ПЧ при работающем электродвигателе, отключении ВВ ячейки электродвигателя в ЗРУ, наличии сигнала «критический отказ» Сигнализирует о работе электродвигателя. Данный сигнал должен устанавливаться контроллером ПЧ в начале Вращение вперёд выполнения программы запуска электродвигателя (с момента получения (ЧРП в работе) рабочего тока ЭД, характеризующего вращение вперёд) и должен (сигнал от ЧРП в сниматься контроллером ПЧ в начале выполнения программы МПСА) торможения электродвигателя или при отключении ВВ ячейки электродвигателя в ЗРУ Неисправность Сигнализирует о наличии неисправности в ЧРП, допускающей ЧРП (сигнал от дальнейшую работу ЧРП в МПСА) При получении данного задания ЧРП должен вывести электродвигатель на заданную частоту вращения. Скорость набора и снижения частоты Задание частоты вращения электродвигателя в процессе регулирования должна быть в вращения вала ЭД диапазоне 100-150 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной (от МПСА в ЧРП) скоростью 3000 об/мин), 50-75 об/мин за секунду (для агрегатов с номинальной скоростью 1500 об/мин), в том числе на холостом ходу Показывает текущую частоту вращения вала электродвигателя. Текущая частота Определение текущей частоты вращения вала ЭД должно вращения вала ЭД производиться контроллером ПЧ на основании измерений (от ЧРП в МПСА) преобразователя частоты вращения, установленного на валу ЭД 81 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Наименование сигнала 2 Пожар в помещении (блокконтейнере) ЧРП (от МПСА в ЧРП) Описание сигнала До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » № 1 12 3 При подаче данного сигнала ЧРП должен выполнить отключение вспомсистем помещения (блок-контейнера), в том числе, вентиляции 6.2.7.4 Для реализации возможности безопасного управления ЧРП в режиме управления «местный», у отключенного МНА (ПНА) системой автоматизации НПС должен производиться непрерывный контроль параметров, определяющих готовность к пуску в режиме управления ЧРП «местный». Для решения данной задачи: - в карте готовности МНА (ПНА) к пуску предусматривается параметр «Наличие режима управления МНА (ПНА) «основной» в режиме управления ЧРП «местный»; - параметр готовности «ЧРП в режиме управления «дистанционный» маскируется. При наличии всех параметров готовности к управлению ЧРП в режиме управления «местный», МНА (ПНА) считается готовым к пуску в местном режиме работы ЧРП. Оператор объекта МТ подаёт команду «разрешения работы в режиме управления ЧРП «местный», после чего система автоматизации подаёт в ЧРП сигнал «разрешение на пуск электродвигателя в режиме управления ЧРП «местный» (табл.3, строка 2). С этого момента разрешено управление ЧРП в местном режиме. П р и м е ч а н и е Команда «разрешение работы в режиме управления ЧРП «местный» активируется на АРМ только при отсутствии сигнала «ЧРП в режиме управления «дистанционный» и наличии готовности МНА (ПНА) к пуску. 6.2.7.5 Для МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП: а) состояние «в работе» определяется по условиям 6.2.1.7; б) состояние «остановлен» определяется по условиям 6.2.1.10; в) состояние «запускается» определяется от момента появления любого из сигналов: - увеличение «тока электродвигателя» выше уставки тока холостого хода электродвигателя; - наличие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе»); - наличие оборотов электродвигателя больше 30 об/мин до момента получения состояния агрегата «в работе» в соответствии с 6.2.1.7; г) состояние «останавливается» определяется от момента появления любого из условий: - наличие состояния «ВВ электродвигателя отключен»; - снижение оборотов вала электродвигателя ниже 30 об/мин; 82 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - снижение «тока электродвигателя» ниже уставки тока холостого хода электродвигателя; - отсутствие сигнала от ЧРП «вращение вперёд» («ЧРП в работе») до момента получения состояния агрегата «остановлен» в соответствии с 6.2.1.10. 6.2.7.6 Программа пуска для МНА (ПНА) с ЧРП, управляемого с местного пульта управления ЧРП, выполняется в следующем порядке: - получение основного состояния «запускается» в соответствии с 6.2.7.5 (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически); - получение основного состояния «в работе» в соответствии с 6.2.7.5 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа пуска» (автоматически). После выполнения программы пуска, задание на МНА (ПНА) в соответствии с законом регулирования не подаётся. Общая продолжительность состояния «запускается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции запуска с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «в работе» за заданное время должно заканчиваться инициированием защиты «невыполнение программы пуска» с подачей команды на остановку МНА (ПНА). 6.2.7.7 Программа остановки для МНА (ПНА) с ЧРП, управляемого с местного пульта управления ЧРП, выполняется в следующем порядке: - получение основного состояния «останавливается» в соответствии с 6.2.7.5 (автоматически); - установка дополнительного состояния «идёт программа остановки» соответствии с (автоматически); - получение основного состояния «остановлен» в 6.2.7.5 (автоматически); - снятие дополнительного состояния «идёт программа остановки» (автоматически). Общая продолжительность состояния «останавливается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции остановки с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «остановлен» за заданное время должно заканчиваться инициированием защиты «невыполнение команды остановки МНА (ПНА)» с подачей команды на отключение ВВ электродвигателя МНА (ПНА). 83 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.2.7.8 При срабатывании общестанционной или агрегатной защиты, требующей остановки МНА (ПНА), управляемого с местного пульта управления ЧРП, или при подаче оператором объекта МТ команды «запрет работы в режиме управления ЧРП «местный», система автоматизации снимает сигнал «разрешение на пуск электродвигателя в режиме управления ЧРП «местный» (табл.3, строка 2). С этого момента управление ЧРП в местном режиме запрещено. ЧРП выполняет программу управляемой остановки электродвигателя снижение частоты вращения вала электродвигателя агрегата по установленному в ЧРП алгоритму остановки до полной остановки вала электродвигателя, независимо от команд, подаваемых по месту. 6.2.7.9 При срабатывании общестанционной или агрегатной защиты МНА (ПНА), требующей отключения ВВ МНА (ПНА), вместе с подачей команды на отключение ВВ МНА (ПНА) МПСА должна снять команду «подготовиться к пуску» (если она была подана). ЧРП МНА (ПНА) должен прекратить внутренние процедуры подготовки ЧРП к пуску. 6.2.8 Автоматизированный переход с МНА на МНА 6.2.8.1 В МПСА НПС должна быть реализована команда «Переход с МНА на МНА» (кроме МНА с ЧРП). По данной команде происходит остановка работающего МНА с автоматическим пуском подготовленного к пуску неработающего МНА. В связи с наличием в эксплуатации ряда рабочих колёс (0,5; 0,7; 1,0; 1,25) должна быть предусмотрена возможность ввода соответствующих данных в КЦ МПСА НПС (пользователем с уровнем доступа «инженер»), по которым контроллер должен определять какого рода переход требует оператор: «с меньшего на большее колесо», «с большего на меньшее колесо», «на равное колесо» (с выдачей соответствующего оперативного сообщения по результатам определения). 6.2.8.2 Готовность к выполнению команды «Переход с МНА на МНА» формируется при выполнении условий: - назначенный на отключение МНА должен быть включен, а назначенный на запуск МНА должен быть отключен; - МНА, с которого планируется произвести переход, должен быть переведён оператором в режим «основной» и не должен иметь режима «имитация»; - назначенный на запуск МНА должен быть переведён оператором в режим «основной» и не должен иметь режима «имитация»; П р и м е ч а н и е – Для проверки алгоритмов работы системы автоматизации допускается установка готовности к выполнению процедуры, если оба МНА (назначенный на запуск и назначенный на отключение) будут иметь режим «имитация». 84 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - для назначенного на запуск МНА должна быть задана программа пуска №1; - агрегатные задвижки назначенного на запуск МНА должны быть открыты и не должны находиться в режиме «имитация»; - назначенный на запуск МНА должен иметь общую готовность к пуску (в соответствии с 6.2.3); - если схема включения насосов МНС параллельная, отключаемый и запускаемый МНА должны находиться в одном плече; - если схема включения насосов МНС последовательная и назначен переход на большее колесо, должна быть готовность к переходу по давлению на выходе МНС. П р и м е ч а н и е – В МПСА НПС должна быть предусмотрена дополнительная уставка на позиции контроля давления на выходе МНС. Данная уставка должна быть выставлена ниже уставки предельного максимального значения на выходе МНС (рассчитанного в соответствии с А.2 (приложение А) на величину безопасного зазора давлений, гарантирующего не превышения предельного максимального значения на выходе МНС при переходе «с меньшего колеса» на «большее колесо». Величина безопасного зазора давлений рассчитывается службой технологических расчётов ОСТ для конкретного технологического оборудования конкретной МНС. Он равен разнице в напорных характеристиках насосов с наибольшим и наименьшим колесом на МНС при минимальном расходе из всех используемых режимов перекачки плюс 10%. Данная величина может быть уточнена в процессе эксплуатации. В случае отсутствия готовности к переходу, система должна сообщить причину неготовности в виде оперативного сообщения. В случае наличия готовности к переходу, система должна сообщить о наличии готовности к переходу в виде оперативного сообщения. 6.2.8.3 Алгоритм перехода инициируется после подачи команды «переход с МНА на МНА» при условии готовности к ее выполнению. Алгоритм последовательно выполняет действия: - без выдержки времени после поступления команды «Переход с МНА на МНА» подается команда на остановку выбранного работающего МНА; - после подтверждения получения состояния агрегата «остановлен» работавшего МНА (без выдержки времени от момента поступления подтверждения), МПСА НПС выполняет пуск назначенного на запуск МНА. В виде оперативных сообщений должны быть зафиксированы все команды, подаваемые оператором – по назначению отключаемого и запускаемого агрегатов, по старту перехода, об отмене перехода. Успешное окончание процедуры должно также сопровождаться оперативным сообщением. 6.2.8.4 Должна быть предусмотрена автоматическая отмена перехода после старта процедуры, если: - отключаемый МНА не отключился; - запускаемый МНА не включился; 85 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - на МНА, назначенном на запуск, во время процедуры сработала агрегатная защита; - во время процедуры сработала общестанционная защита; - во время процедуры потеряна готовность к переходу. 6.2.9 Агрегатные защиты МНА (ПНА) 6.2.9.1 Общий перечень параметров контроля состояния МНА (ПНА) и порядок работы защит - в соответствии с таблицами Б.1, Б.2 (приложение Б). В проектной документации должен указываться конкретный перечень параметров контроля состояния МНА (ПНА), уточнённый в соответствии с требованиями изготовителей оборудования, и порядок работы агрегатных защит, разработанный в соответствии с таблицами Б.1, Б.2 (приложение Б), для проектируемого (фактически имеющегося) технологического оборудования. 6.2.9.2 Агрегатная защита МНА (ПНА) работает независимо от выбранного режима управления и текущего состояния МНА (ПНА) (остановлен/запускается/в работе/останавливается), если иное не оговорено в таблицах Б.1, Б.2 (приложение Б). 6.2.9.3 Алгоритм функционирования агрегатной защиты МНА (ПНА) должен предусматривать: - автоматическое отключение привода МНА (ПНА); - автоматическое закрытие задвижек на входе и выходе МНА (ПНА) (при наличии требования в таблицах Б.1, Б.2 (приложение Б)); - управление агрегатами индивидуальных вспомогательных систем (при наличии требований в таблицах Б.1, Б.2 (приложение Б)); П р и м е ч а н и е При наличии в таблицах Б.1, Б.2 (приложение Б) требования о включении агрегата вспомогательной системы (насоса, вентилятора и т.п.), находящегося в режиме «основной», данное требование следует распространять на все агрегаты данной вспомсистемы (насосы, вентиляторы и т.п.), находящиеся в режиме «основной», если иное не оговорено в таблицах Б.1, Б.2) (приложение Б). - АВР (при наличии требования в таблицах Б.1, Б.2 (приложение Б)). 6.2.9.4 Формирование автоматической команды на закрытие задвижек на входе и выходе МНА (ПНА) по агрегатным защитам выполняется только после подтверждения остановки МНА (ПНА). Подтверждением остановки МНА (ПНА) является получение состояния «остановлен» в соответствии с 6.2.1.8, 6.2.1.9, 6.2.1.10. 6.2.9.5 Пуск НА, находящегося в состоянии «горячий резерв» при выполнении АВР, должен осуществляться: - для ПНА – одновременно с подачей команды остановки аварийного ПНА по агрегатным защитам, предусматривающим АВР в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б); 86 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - для ПНА нефтеналивных/нефтепродуктоналивных терминалов – после получения подтверждения отключения аварийного ПНА по агрегатным защитам, предусматривающим АВР в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б); - для МНА – после получения подтверждения отключения аварийного МНА без ЧРП, или одновременно с подачей команды остановки аварийного МНА с ЧРП, по агрегатным защитам, предусматривающим АВР в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б). АВР МНА (ПНА) выполняется только, если защита, требующая АВР сработала на запускаемом или включенном МНА (ПНА). Если защита сработала на останавливающемся или отключенном МНА (ПНА), АВР не выполняется независимо от того, какая защита сработала. П р и м е ч а н и е – При получении сигнала «электрозащита», или сигнала «авария ЧРП» в течение 3 с после получения сигнала об отключении ВВ электродвигателя МНА (ПНА), АВР выполняется. При одновременной работе нескольких агрегатных защит на одном МНА (ПНА), АВР МНА (ПНА) выполняется только, если среди активированных агрегатных защит нет защиты, запрещающей АВР. При этом на определение необходимости выполнения АВР наличие агрегатной защиты на другом МНА (ПНА) не влияет. При одновременной работе агрегатной и общестанционной защиты, АВР не выполняется независимо от того, какая агрегатная защита сработала. 6.2.9.6 Агрегатные кнопки «Стоп» для противоаварийной остановки МНА (ПНА) размещаются: - в операторной НПС на панели БРУ; - рядом с агрегатом на агрегатной приборной стойке в насосном зале и в электрозале (при наличии электрозала) или на агрегатной приборной стойке на улице (при расположении агрегата вне укрытия). Агрегатная кнопка «Стоп» должна иметь надпись «СТОП МНА» («СТОП ПНА») с указанием технологического номера агрегата. Кнопки противоаварийной остановки МНА (ПНА) должны быть защищены от случайных механических воздействий с обеспечением беспрепятственного намеренного воздействия на кнопку. Подключение кнопок «Стоп» противоаварийной остановки МНА (ПНА) к МПСА НПС и к двигательной ячейке ЗРУ должно обеспечивать отключение ВВ привода МНА (ПНА) как с применением микропроцессорных средств автоматизации, так и без их участия. 6.2.9.7 МНА (ПНА) должен оснащаться стационарными приборами контроля вибрации на подшипниковых опорах. Интенсивность вибрации определяется по уровню 87 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » среднеквадратического значения виброскорости, измеренного в диапазоне частот от 10 до 1000 Гц. Преобразователи для измерения вертикальной и горизонтальной составляющих среднеквадратического значения виброскорости должны быть установлены на всех подшипниковых опорах насоса и электродвигателя МНА и горизонтальных ПНА. Вертикальная составляющая значения виброскорости измеряется на верхней крышке подшипника над серединой его вкладыша. Горизонтальная составляющая значения виброскорости измеряется на уровне оси вала напротив середины длины опорного вкладыша ниже плоскости разъема корпусов подшипников. Преобразователь для измерения осевой составляющей среднеквадратического значения виброскорости должен быть установлен на задней подшипниковой опоре насоса МНА и горизонтального ПНА, со стороны радиальноупорного подшипника, а также на задней подшипниковой опоре электродвигателя МНА и горизонтального ПНА ниже плоскости разъема корпусов подшипников. На вертикальных ПНА преобразователи для измерения среднеквадратического значения виброскорости должны быть установлены на корпусе опорно-упорного подшипникового узла (2 шт.), на корпусах нижнего и верхнего подшипниковых узлов ЭД (по 2 шт.) в двух радиальных направлениях, расположенных под углом 90° относительно друг друга и выполнять измерения в горизонтально-поперечных направлениях. Преобразователь для измерения осевой составляющей среднеквадратического значения виброскорости должен быть установлен на корпусе верхнего подшипникового узла ЭД вертикального ПНА. 6.2.9.8 Для насосов МНА напротив вала на торцовой крышке задней подшипниковой опоры насоса МНА со стороны радиально-упорного подшипника должен устанавливаться преобразователь осевого смещения ротора насоса. 6.2.9.9 Способ крепления преобразователей вибрации должен обеспечивать достоверное измерение вибрационных характеристик насоса и электродвигателя МНА (ПНА) по заданным направлениям, а также не должен нарушать электрическую изоляцию стояков выносных подшипников электродвигателя относительно его корпуса. 6.2.9.10 При определении заводом-изготовителем иных мест установки преобразователей вибрации, места установки преобразователей должны соответствовать требованиям документации завода-изготовителя. 88 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения установки преобразователей вибрации должны обеспечивать До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Места беспрепятственный и оперативный доступ для их монтажа/демонтажа и контроля их технического состояния. На корпусах подшипниковых узлов насоса должны быть предусмотрены фрезерованные площадки размером не менее 40×40 мм для установки преобразователей вибрации. 6.2.9.11 Первичные измерительные преобразователи контроля вибрации и смещения должны подключаться непосредственно к входным модулям УСО МПСА НПС (без вторичного прибора) по унифицированному токовому сигналу 4-20 мА или цифровому стандартному каналу связи RS485. П р и м е ч а н и е – Допускается применение вторичных приборов контроля вибрации при замене (реконструкции) приборов контроля вибрации на действующих системах автоматизации до замены (реконструкции) всей системы автоматизации. 6.2.9.12 Защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 2» должна формироваться с выдержкой времени 2 с при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА (ПНА) значения 18 мм/с. 6.2.9.13 В течение 30 с от момента подачи команды на включение привода МНА (ПНА) (за исключением насосов с пусковым режимом 300 с) с выдержкой времени 5 с при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА (ПНА) значения 11,2 мм/с должна формироваться защита «Аварийная максимальная вибрация в пусковом режиме». Для магистральных насосов с пусковым режимом 300 с защита «Аварийная максимальная вибрация в пусковом режиме» должна формироваться в течение 300 с от момента подачи команды на включение привода МНА с выдержкой времени 30 с при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения, определённого заводом-изготовителем. 6.2.9.14 Через 30 с после подачи команды на включение привода МНА (ПНА) (за исключением насосов с пусковым режимом 300 с) и до его отключения с выдержкой времени 10 с при превышении виброскорости в любой точке контроля МНА (ПНА) значения 7,1 мм/с должна формироваться защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1». Для магистральных насосов с пусковым режимом 300 с защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться через 300 с после подачи команды на включение привода МНА и до его отключения: - с выдержкой времени 10 с при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения, определённого заводом-изготовителем, в рабочем интервале подач; 89 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - с выдержкой времени 5 с при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения, определённого заводом-изготовителем, вне рабочего интервала подач. Для подпорных насосов защита «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» должна формироваться через 30 с после подачи команды на включение привода МНА и до его отключения: - с выдержкой времени 10 с при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения, определённого заводом-изготовителем, в рабочем интервале подач; - с выдержкой времени 5 с при превышении виброскорости в любой точке контроля насоса значения, определённого заводом-изготовителем, вне рабочего интервала подач. На АРМ оператора должна быть реализована возможность выбора оператором объекта МТ режима работы магистральных и подпорных насосов объекта МТ (в рабочем интервале подач или вне рабочего интервала подач) с автоматическим изменением величин уставок для магистральных и подпорных насосов. Выбор режима работы магистральных насосов (в рабочем интервале подач или вне рабочего интервала подач) должен осуществляться групповой (для МНС), выбор режима работы подпорных насосов (в рабочем интервале подач или вне рабочего интервала подач) должен осуществляться индивидуальный (для каждого ПНА). Для контроля режима работы магистральных и подпорных насосов НПС (в рабочем интервале подач – вне рабочего интервала подач) должен быть предусмотрен вывод соответствующей информации в РДП (ТДП). 6.2.9.15 В случае определения заводом-изготовителем иных уставок и выдержек времени работы защит по вибрации, виброзащита должна соответствовать требованиям документации завода-изготовителя. 6.2.9.16 Все, установленные на МНА и горизонтальных ПНА преобразователи виброскорости, должны делиться на две группы: - группа преобразователей виброскорости, установленная на ЭД; - группа преобразователей виброскорости, установленная на насосе. При наличии требования завода-изготовителя по оснащению преобразователями виброскорости гидромуфты, мультипликатора и т.п., выделяется третья группа преобразователей (гидромуфты, мультипликатора и т.п.). Преобразователи виброскорости установленные на корпусе опорно-упорного подшипникового узла вертикальных ПНА объединяются в одну группу. Преобразователи виброскорости установленные на ЭД вертикальных ПНА объединяются в другую группу. 90 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » При наличии недостоверного измерения по двум и более преобразователям виброскорости в группе или при наличии недостоверного измерения по одному преобразователю виброскорости в группе и наличию уровня вибрации больше или равно уставки автоматической защиты «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для насосов, работающих не в пусковом режиме в рабочем интервале подач» по любому другому преобразователю виброскорости в группе, с выдержкой времени должна формироваться защита «недостоверность измерений вибрации в группе преобразователей». Величина выдержки времени и действия системы автоматизации по защите должны быть реализованы в соответствии с таблицами Б.1, Б.2 (приложение Б). 6.3 Автоматизация вспомогательных систем 6.3.1 Контроль текущего состояния и управление агрегатами вспомсистем 6.3.1.1 Для контроля текущего состояния агрегата вспомсистемы (насоса, вентилятора и т.п.) в системах автоматизации должны быть предусмотрены четыре основных (взаимоисключающих) состояния: - агрегат вспомсистемы включен; - агрегат вспомсистемы отключен; - агрегат вспомсистемы запускается; - агрегат вспомсистемы останавливается. Помимо четырёх основных состояний должно быть предусмотрено дополнительное состояние «авария». 6.3.1.2 Для контроля исправности и текущего состояния каждого агрегата вспомсистемы в системах автоматизации должны быть предусмотрены следующие сигналы: - контроль положения магнитного пускателя (пускатель включен/отключен); - контроль наличия напряжения в схеме управления МП (после кнопки стоп по месту); - контроль наличия давления на выкиде агрегата вспомсистемы (до обратного клапана), характеризующего исправную работу агрегата. П р и м е ч а н и е – Для контроля исправности и текущего состояния вентиляторов допускается применение контроля перепада давления на вентиляторе. Для контроля исправности и текущего состояния насосов, давление на выходе которых изменяется не только в результате включения/отключения насоса, должен применяться контроль перепада давления на насосе. При выборе уставки давления на выкиде агрегата вспомсистемы, характеризующего исправную работу агрегата вспомсистемы, необходимо учитывать возможность увеличения температуры рабочей среды, соответствующее снижение её вязкости и соответствующее снижение давления на выкиде агрегата вспомсистемы. 91 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.1.3 Управление агрегатами вспомогательных систем должно быть реализовано в следующих режимах управления: - «основной» (автоматический); - «резервный» (автоматический); - «ручной» (эксплуатация ограничена); - «ремонтный» (эксплуатация запрещена). 6.3.1.4 Режим «основной» – автоматический режим управления, предназначенный для эксплуатации исправного агрегата. Разрешён автоматический пуск, пуск по команде оператора, пуск по месту. Режим «резервный» – автоматический режим управления, предназначенный для АВР. Разрешён автоматический пуск, пуск по команде оператора, пуск по месту. Режим «ручной» – наладочный режим управления, предназначенный для проверки работы цепей контроля магнитного пускателя, цепей контроля оперативного напряжения или проверки уставок преобразователя или сигнализатора давления. Дистанционный пуск агрегата (автоматический или по командам оператора) заблокирован. Разрешён пуск по месту. Отсутствует автоматический останов агрегата по результатам неудовлетворительного контроля текущего состояния или по результатам невыполнения команд управления. Режим «ремонтный» – устанавливается автоматически по результатам невыполнения команд управления или по результатам неудовлетворительного контроля текущего состояния агрегата, находившегося не в ручном режиме. Может быть установлен оператором. Системой автоматизации должна быть подана команда на автоматический останов агрегата. Автоматический пуск, пуск по месту и пуск по команде оператора должны быть заблокированы. Кнопка «СТОП» по месту должна работать независимо от выбранного режима управления. Команда на автоматический останов агрегатов вспомогательной системы по условиям работы защит (агрегатных и общестанционных) и связанных с ними блокировок выполняется независимо от выбранного режима управления. Автоматический пуск, пуск по месту и пуск по команде оператора данных агрегатов вспомогательной системы должны быть заблокированы до момента деблокирования защиты оператором. Команда на автоматический останов агрегатов вспомогательной системы по условиям работы предельных значений параметров выполняется независимо от выбранного режима управления. Автоматический пуск, пуск по месту и пуск по команде оператора данных 92 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения вспомогательной системы до момента исчезновения соответствующего До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » агрегатов предельного значения параметра не блокируются. П р и м е ч а н и е Под предельным значением параметра здесь понимается любое значение параметра (независимо от его наименования), по условиям работы которого предусматривается автоматический останов агрегатов вспомогательной системы, но не использующееся для инициации автоматической общестанционной или агрегатной защиты из приложения Б. 6.3.1.5 Для агрегата вспомсистемы, находящегося в автоматическом режиме, состояние «включен» должно определяться по следующим условиям: - наличие сигнала «МП включен»; - увеличение «давления на выкиде агрегата» выше уставки, характеризующей работающее состояние исправного агрегата. 6.3.1.6 Для агрегата вспомсистемы, находящегося в автоматическом режиме, состояние «отключен» должно определяться по следующим условиям: - наличие сигнала «МП отключен»; - снижение «давления на выкиде агрегата» ниже уставки, характеризующей работающее состояние исправного агрегата. 6.3.1.7 Для агрегата вспомсистемы, находящегося в автоматическом режиме, состояние «запускается» определяется от момента подачи системой автоматизации команды управления на пуск агрегата, или от момента появления сигнала «МП включен» (при пуске по месту), до момента получения состояния агрегата «включен» в соответствии с 6.3.1.5. Общая продолжительность состояния «запускается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции пуска с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «включен» за заданное время должно заканчиваться установкой состояния «авария» с переводом в режим управления «ремонтный» и подачей команды на остановку агрегата вспомсистемы. 6.3.1.8 Для агрегата вспомсистемы, находящегося в автоматическом режиме, состояние «останавливается» определяется от момента подачи системой автоматизации команды управления на останов агрегата, или от момента появления сигнала «МП отключен» (при остановке по месту), до момента получения состояния агрегата «отключен» в соответствии с 6.3.1.6. Общая продолжительность состояния «останавливается» ограничивается по времени контролем продолжительности выполнения каждой операции остановки с учетом установленной последовательности их выполнения. Неполучение состояния «отключен» за заданное время должно заканчиваться установкой состояния «авария» с переводом в режим управления «ремонтный» и подачей команды на остановку агрегата вспомсистемы. 93 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.1.9 При назначении оператором требуемого режима управления для агрегата вспомсистемы, контроллером системы автоматизации должна быть проведена автоматическая проверка возможности назначения данного режима управления на соответствие разрешённым комбинациям и исправности агрегата. При отсутствии правильного сочетания режим не назначается, а выдаётся оперативное сообщение о несовместимости режимов. Ограничения при назначении режимов управления следующие: - агрегату вспомсистемы не может быть назначен режим «резервный», если в данной системе нет другого агрегата в режиме «основной». Если агрегату вспомсистемы был назначен режим «резервный» ранее, а режим у основного агрегата после этого был изменён, и при этом в системе не осталось ни одного агрегата в режиме «основной», то система должна изменить режим управления «резервный» на «основной»; - агрегату вспомсистемы не может быть назначен режим «резервный», если он работает. При выполнении АВР режим управления автоматически меняется на «основной». При автоматическом включении резервного агрегата вспомсистемы в дополнение к основному и при последующем останове, агрегату автоматически возвращается режим «резервный» при условии соблюдения остальных ограничений, изложенных в данном пункте; - режим «резервный» может быть назначен только одному агрегату; - режимы «основной», «резервный», «ручной» не могут быть назначены агрегату вспомсистемы, находящемуся в состоянии «авария»; - агрегат вспомсистемы не может находиться в автоматических режимах при отсутствии напряжения в схеме управления. В этом случае агрегату вспомсистемы автоматически должно быть присвоено состояние «авария» с переводом в режим управления «ремонтный». Допускается кратковременная потеря напряжения в схеме управления (до 40 с) у отключенного агрегата без присвоения состояния «авария» и без перевода в режим управления «ремонтный»; - при назначении оператором автоматического режима («основной» или «резервный») система автоматизации должна проверить соответствие трёх контролируемых параметров, указанных в 6.3.1.2, состоянию агрегата («включен», «отключен»). При обнаружении несоответствия автоматический режим («основной» или «резервный») заменяется на «ремонтный»; П р и м е ч а н и е – Кратковременная потеря напряжения в схеме управления (до 40 с) у отключенного агрегата несоответствием не является. 94 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - режим (за исключением режима «ремонтный») у агрегата вспомсистемы не может быть изменён оператором, если агрегат находится в процессе пуска или остановки; - режим управления «ремонтный» у включенного агрегата не может быть изменён пока агрегат не будет отключен. 6.3.1.10 Для управления агрегатом вспомсистемы должны быть предусмотрены следующие команды: - «пуск по месту» (для пуска агрегата вспомсистемы по месту); - «стоп по месту» (для остановки агрегата вспомсистемы по месту); - «пуск от МПСА» (для пуска агрегата вспомсистемы автоматически или по команде оператора); - «стоп от МПСА» (для остановки агрегата вспомсистемы автоматически или по команде оператора). Управление агрегатами вспомсистем разрешается в соответствии с таблицей 4. 6.3.1.11 Автоматизация агрегатов вспомогательных систем должна предусматривать: - задание для каждого агрегата вспомсистем режима управления; - управление агрегатами вспомсистем в соответствии с таблицей 4; - выполнение АВР или АПВ (при невозможности выполнения АВР) агрегата вспомсистемы, остановившегося по причине исчезновения или снижения напряжения на питающей СШ ЩСУ; - автоматическую взаимную замену режимов управления агрегатами «основной» и «резервный» для обеспечения резервирования при невыполнении АПВ агрегата; - автоматическую сигнализацию, отключение агрегата и перевод в ремонтный режим управления при его аварии; - выполнение АВР агрегата вспомсистемы при его аварии; - автоматическое изменение режима управления агрегатом «резервный» на режим «основной» после пуска агрегата. 95 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Т а б л и ц а 2 – Управление агрегатами вспомсистем в зависимости от назначенных режимов управления Дистанционное управление от МПСА Местное управление № по командам автоматическое Режим п/п оператора пуск стоп пуск стоп пуск стоп 1 2 3 4 5 6 7 8 1 «основной» + + + + + + 2 «резервный» + + + + + + 3 «ручной» + + + + 4 «ремонтный» + + + 6.3.1.12 Агрегат системой признаётся исправным, если обеспечивается соответствие указанных в 6.3.1.2 параметров друг другу, поданным командам управления и текущему состоянию агрегата. Например: у отключенного агрегата не может быть набрано давления, у включенного агрегата не может быть отключен магнитный пускатель, при включенном магнитном пускателе не может отсутствовать напряжение в схеме управления и т.д. При обнаружении несоответствий (с учётом необходимых временных задержек) у агрегата, находящегося в автоматическом режиме, агрегат считается аварийным, должен быть остановлен и переведён в режим управления «ремонтный» автоматически. Пожарный насос, находящийся в автоматическом режиме, при наличии активированной общестанционной защиты, требующей работы пожарного насоса, по результатам неудовлетворительного контроля текущего состояния автоматически останавливается и переводится в режим «ручной» без присвоения состояния «авария», если в системе есть пожарный насос в режиме «резервный». Пожарный насос, находящийся в автоматическом режиме, при наличии активированной общестанционной защиты, требующей работы пожарного насоса, по результатам неудовлетворительного контроля текущего состояния автоматически не останавливается, не меняет режим, и не присваивает состояние «авария», если в системе нет пожарного насоса в режиме «резервный». П р и м е ч а н и е – Под пожарными насосами в данном документе подразумеваются – насосы для подачи воды в сеть раствора пенообразователя и насосы для подачи воды в сеть противопожарного водопровода (насосы пенотушения, насосы водотушения, насосы водяного охлаждения резервуаров). 6.3.1.13 АВР выполняется только в том случае, если авария обнаружена в процессе пуска или работы агрегата вспомсистемы. Если авария обнаружена в процессе остановки или на отключенном агрегате вспомсистемы, АВР не выполняется. Программа АВР должна выполнять автоматическое включение агрегата вспомсистемы, находящегося в режиме «резервный», одновременно с отключением аварийного агрегата. 96 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.1.14 Системы вентиляции подпора электродвигателей МНА, подпора камер беспромвального соединения, подпора воздуха электрозала, а также маслосистема и насосы оборотного водоснабжения должны включаться до включения в работу МНА НПС. 6.3.1.15 МПСА, используя алгоритмы АПВ, АВР, должна обеспечить сохранение работоспособности вспомсистем, находящихся в автоматических режимах («основной», «резервный»), при временных снижениях (отключениях) напряжения питания, обусловленных пусками мощных электродвигателей или переключениями в системе энергоснабжения. Агрегату, остановившемуся по причине исчезновения или снижения напряжения на питающей СШ ЩСУ, дополнительное состояние «авария» не присваивается (при условии восстановления напряжения в схеме управления в течение 40 с). Если отключение МП агрегата вспомсистемы было вызвано отсутствием номинального напряжения на секции шин ЩСУ, МПСА должна выполнять программу АПВ агрегата вспомсистемы, находящегося в режиме «основной» после восстановления напряжения на этой секции шин ЩСУ, при условии отсутствия резервного агрегата вспомсистемы с напряжением в схеме управления и наличием напряжения на питающей СШ ЩСУ. При наличии резервного агрегата вспомсистемы с напряжением в схеме управления, МПСА должна выполнять программу АВР с взаимной заменой режимов управления агрегатами «основной» и «резервный» для обеспечения возможности обратного резервирования при неудачном пуске. 6.3.2 Автоматизация маслосистемы 6.3.2.1 В системе подачи масла к подшипниковым узлам насосных агрегатов должен быть обеспечен следующий объём автоматизации: - измерение температуры масла в трубопроводе подачи масла к МНА; - измерение давления масла на выходе каждого маслонасоса; - измерение давления масла у каждого магистрального насосного агрегата; - измерение перепада давления масла на узле маслофильтров; - измерение уровня масла в баках маслосистемы; - сигнализация предельной температуры масла в трубопроводе подачи масла к МНА; - сигнализация минимального давления масла на выходе каждого маслонасоса; - сигнализация аварийного минимального давления масла у каждого МНА; - сигнализация аварийного максимального, предельного максимального и минимального уровня в баках централизованной маслосистемы; 97 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения аварийного минимального, предельного минимального и До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - сигнализация максимального уровня в баке индивидуальной маслосистемы; - сигнализация аварийного минимального, предельного минимального, максимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы. 6.3.2.2 Контроль аварийного максимального уровня в маслобаках централизованной маслосистемы должен производиться с помощью отдельно смонтированного на каждом баке сигнализатора уровня. Для контроля минимального и предельного максимального уровня, а также текущего уровня должен быть использован преобразователь уровня. Контроль аварийного максимального уровня должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о минимального уровня маслобаке индивидуальной неисправности линии. Контроль аварийного в маслосистемы должен производиться с помощью отдельно смонтированного на каждом баке сигнализатора уровня. Для контроля предельного минимального и максимального уровня, а также текущего уровня должен быть использован преобразователь уровня. Контроль аварийного минимального уровня должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.3.2.3 Контроль аварийного минимального, предельного минимального, максимального уровня в аккумулирующем баке маслосистемы должен производиться с помощью трёхточечного сигнализатора уровня. Контроль аварийного минимального уровня должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.3.2.4 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при наличии условий, приводящих к возможности вращения вала МНА без обеспечения необходимой маслосмазки: - аварийном минимальном давлении масла принудительной системы смазки перед подшипниками МНА (электродвигателя, насоса, мультипликатора, гидромуфты); - не работающие по любым причинам маслонасосы; - наличие общестанционных и агрегатных защит, требующих отключения насосов маслосистемы; - минимальные аварийные уровни в аккумулирующих баках; - минимальные аварийные уровни в маслобаках индивидуальных маслосистем и т.п. 98 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » В этих случаях должна быть выполнена остановка соответствующих МНА по программам остановки, предусматривающим отключение ВВ МНА и закрыты агрегатные задвижки. 6.3.2.5 Автоматическое отключение маслонасосов централизованной системы смазки МНА при наличии общестанционных защит, требующих отключения маслосистемы, за исключением защит «пожар в МНСЗ», «пожар в МНСО», «пожар в помещении маслосистемы», «пожар в электрозале», должно быть предусмотрено только после получения состояния «остановлен» всех насосных агрегатов, подключенных к данной маслосистеме. 6.3.2.6 МПСА НПС для поддержания температуры масла на входе подшипников насосных агрегатов в диапазоне от 25 °С до 55 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрен другой диапазон) должна формировать: - команду включения всех АВО, находящихся в режиме «основной» при превышении температуры масла первого максимального значения, равного 35 °С (если заводомизготовителем МНА не предусмотрено другое значение); - команду включения АВО, находящегося в режиме «резервный» при превышении температуры масла второго максимального значения, равного 45 °С (если заводомизготовителем МНА не предусмотрено другое значение); - визуальную и звуковую сигнализацию при превышении третьего максимального значения, равного 55 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение); - команду отключения работающих АВО при понижении температуры масла ниже первого минимального значения, равного 25 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение). 6.3.2.7 При наличии иных требований завода-изготовителя МНА к алгоритму поддержания температуры масла, подаваемого к подшипникам МНА, должен быть использован алгоритм управления АВО завода-изготовителя, позволяющий поддерживать заданную температуру масла. При отсутствии специальных требований завода-изготовителя должен быть использован алгоритм управления АВО для поддержания температуры масла, указанный в 6.3.2.6. 99 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.2.8 В соответствии с требованиями завода-изготовителя в зависимости от конструктивных особенностей МНА перечень защит, блокировок, сигнализации и величины уставок могут быть изменены и дополнены. 6.3.3 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы МНА на основе двух маслонасосов с электрическим приводом 6.3.3.1 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы на основе двух маслонасосов с электрическим приводом связаны с составом технологического оборудования маслоустановки, каждая из которых имеет в своём составе: - два электрических маслонасоса; - один маслобак с электронагревателями; - два воздушных маслоохладителя; - два маслофильтра; - аккумулирующий маслобак. П р и м е ч а н и е – В разделе также рассмотрены решения по автоматизации для случаев отсутствия в составе маслоустановки аккумулирующего бака, отсутствия в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата. 6.3.3.2 При отключения допускающая отсутствии маслосистемы, общестанционных должна дистанционного и действовать отключения агрегатных защит, автоматическая последнего из требующих блокировка, работающих не насосов индивидуальной маслосистемы при наличии оборотов вала МНА 10 об/мин и выше, а также предусматривающая автоматический пуск насоса индивидуальной маслосистемы, находящегося в режиме управления «основной», при наличии оборотов вала МНА 10 об/мин и выше, и отсутствии включенного насоса индивидуальной маслосистемы. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, данная блокировка должна действовать при наличии оборотов вала МНА больше 0 об/мин. 6.3.3.3 При отсутствии в составе маслоустановки аккумулирующего бака, маслонасосы должны быть подключены к источникам бесперебойного питания, которые должны обеспечивать их работу не менее 5 минут после исчезновения основного напряжения питания. Источники бесперебойного питания должны быть оснащены устройством автоматического и ручного байпасирования и поддерживать протокол SNMP. Для реализации алгоритмов АПВ при временных снижениях (отключениях) напряжения питания, обусловленных пусками мощных электродвигателей или переключениями в 100 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » системе энергоснабжения, помимо контроля наличия напряжения на секциях шин ЩСУ должен быть обеспечен контроль наличия напряжения на выходе источников бесперебойного питания, с соблюдением требований к приборам контроля наличия напряжения, изложенным в 6.1.18. 6.3.3.4 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при наличии «аварии маслонасосов». В этом случае без выдержки времени должна быть выполнена управляемая остановка МНА с последующим отключением ВВ МНА (для агрегатов с ЧРП), закрыты агрегатные задвижки и выполнен АВР МНА. 6.3.3.5 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при отсутствии включенного насоса индивидуальной маслосистемы. При отключении двух насосов индивидуальной маслосистемы по любым причинам с выдержкой времени 40 с (при отсутствии в составе маслоустановки аккумулирующего бака – 2 с) должна быть выполнена управляемая остановка МНА с последующим отключением ВВ МНА, закрыты агрегатные задвижки и выполнен АВР МНА. 6.3.3.6 При отсутствии в составе маслоустановки аккумулирующего бака системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при отсутствии исправного резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы. При исчезновении исправного резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы с выдержкой времени 2 с должна быть выполнена управляемая остановка МНА (для агрегатов с ЧРП) и выполнен АВР МНА. 6.3.3.7 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при снижении уровня масла в маслобаке ниже аварийного минимального. При снижении уровня масла в маслобаке ниже аварийного минимального с выдержкой времени 3 с должна быть выполнена управляемая остановка МНА с последующим отключением ВВ МНА, выполнен АВР МНА, закрыты агрегатные задвижки и отключены маслонасосы. Автоматическое отключение насосов индивидуальной маслосистемы должно производиться после получения состояния «остановлен» МНА. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, насосы индивидуальной маслосистемы должны отключаться после получения состояния «остановлен» МНА и полного останова вала МНА. 6.3.3.8 При наличии в составе маслоустановки аккумулирующего бака системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при снижении уровня масла в аккумулирующем маслобаке ниже аварийного минимального. При снижении уровня масла 101 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » в маслобаке ниже аварийного минимального с выдержкой времени 3 с должна быть выполнена управляемая остановка МНА с последующим отключением ВВ МНА (для агрегатов с ЧРП), закрыты агрегатные задвижки и выполнен АВР МНА. 6.3.3.9 Автоматическое отключение маслонасосов индивидуальной системы смазки МНА при наличии общестанционных защит, требующих отключения маслосистемы, за исключением защиты «пожар в МНСЗ», должно быть предусмотрено только после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, насосы индивидуальной маслосистемы должны отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, и полного останова вала МНА. 6.3.3.10 При отключении НПС по пожару в помещении МНСЗ, маслонасосы индивидуальной маслосистемы должны отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, но не позднее 30 с после подачи из МПСА команды на отключение ВВ МНА (возникновения события защиты). При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, насосы индивидуальной маслосистемы должны отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, и полного останова вала МНА, но не позднее 30 с после подачи из МПСА команды на отключение ВВ МНА (возникновения события защиты). 6.3.3.11 МПСА НПС для поддержания температуры масла на входе подшипников насосных агрегатов не ниже 10 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение) должна формировать: - команду включения электронагревателей масла при снижении температуры масла в маслобаке ниже 10 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение); - команду отключения электронагревателей масла при достижении температуры масла в маслобаке 25 С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение). 102 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Должно быть заблокировано включение электронагревателей при уровне масла в маслобаке ниже аварийного минимального. 6.3.3.12 В соответствии с требованиями завода-изготовителя в зависимости от технологической схемы и конструктивных особенностей индивидуальной маслосистемы перечень защит, блокировок, сигнализации и величины уставок могут быть изменены. 6.3.4 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы МНА на основе маслонасоса с механическим приводом 6.3.4.1 Особенности автоматизации индивидуальной маслосистемы агрегатов на основе маслонасоса с механическим приводом связаны с составом технологического оборудования маслоустановки, каждая из которых имеет в своём составе: - один маслобак с электронагревателем; - главный насос для подачи рабочего масла с механическим приводом; - главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом; - вспомогательный масляный насос с электрическим приводом (пуско–резервный маслонасос); - три маслофильтра. При этом маслоустановка не имеет аккумулирующего бака. 6.3.4.2 На отключенном МНА, при отсутствии общестанционных и агрегатных защит, требующих отключения маслосистемы, должна действовать автоматическая блокировка, не допускающая дистанционного отключения пуско–резервного маслонасоса при наличии оборотов вала МНА 10 об/мин и выше, а также предусматривающая автоматический пуск пуско–резервного маслонасоса, находящегося в режиме управления «основной», при наличии оборотов вала МНА 10 об/мин и выше. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, данная блокировка должна действовать при наличии оборотов вала МНА больше 0 об/мин. При отсутствии возможности работы пуско-резервного маслонасоса, должен отключаться ВВ МНА и должны закрываться агрегатные задвижки. 6.3.4.3 Пуско–резервный маслонасос должен быть подключен к источнику бесперебойного питания, который должен обеспечивать его работу не менее 5 минут после исчезновения основного напряжения питания. Источник бесперебойного питания должен быть оснащён устройством автоматического и ручного байпасирования и поддерживать протокол SNMP. Для реализации алгоритмов АПВ при временных снижениях (отключениях) 103 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения питания, обусловленных пусками мощных электродвигателей или До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » напряжения переключениями в системе энергоснабжения, помимо контроля наличия напряжения на секциях шин ЩСУ должен быть обеспечен контроль наличия напряжения на выходе источников бесперебойного питания, с соблюдением требований к приборам контроля наличия напряжения, изложенным в 6.1.18. 6.3.4.4 Системой автоматизации должен быть заблокирован пуск МНА при отсутствии включенного пуско–резервного маслонасоса индивидуальной маслосистемы. 6.3.4.5 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при снижении уровня масла в маслобаке ниже аварийного минимального. При снижении уровня масла в маслобаке ниже аварийного минимального с выдержкой времени 3 с должна быть выполнена остановка МНА, выполнен АВР МНА, закрыты агрегатные задвижки и отключен пуско–резервный маслонасос. Автоматическое отключение пуско–резервного маслонасоса должно производиться после получения состояния «остановлен» МНА. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, пуско–резервный маслонасос должен отключаться после получения состояния «остановлен» МНА и полного останова вала МНА. 6.3.4.6 Автоматическое отключение пуско–резервного маслонасоса индивидуальной системы смазки МНА при наличии общестанционных защит, требующих отключения маслосистемы, за исключением защиты «пожар в МНСЗ», должно быть предусмотрено только после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме. При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, пуско–резервный маслонасос должен отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, и полного останова вала МНА. 6.3.4.7 При отключении НПС по пожару в помещении МНСЗ, пуско–резервный маслонасос должен отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, но не позднее 30 с после подачи из МПСА команды на отключение ВВ МНА (возникновения события защиты). При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) 104 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » агрегата, пуско–резервный маслонасос должен отключаться после получения состояния «остановлен» насосного агрегата, подключенного к данной маслосистеме, и полного останова вала МНА, но не позднее 30 с после подачи из МПСА команды на отключение ВВ МНА (возникновения события защиты). 6.3.4.8 МПСА НПС для поддержания температуры масла на входе подшипников насосных агрегатов не ниже 10 °С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение) должна формировать: - команду включения электронагревателя масла при снижении температуры масла в маслобаке ниже 10 С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение); - команду отключения электронагревателя масла при достижении температуры масла в маслобаке 25 С (если заводом-изготовителем МНА не предусмотрено другое значение). Должно быть заблокировано включение электронагревателя при уровне масла в маслобаке ниже аварийного минимального. 6.3.4.9 В соответствии с требованиями завода-изготовителя в зависимости от технологической схемы и конструктивных особенностей индивидуальной маслосистемы перечень защит, блокировок, сигнализации и величины уставок могут быть изменены. 6.3.5 Автоматизация системы запирания торцовых уплотнений 6.3.5.1 В состав системы запирания торцовых уплотнений входят: - накопительный бак затворной жидкости; - два электронасосных агрегата; - два гидроаккумулятора; - два фильтра; - технологические трубопроводы с ручной запорной арматурой; - теплообменник; - вентилятор. Система запирания должна поддерживать уплотняемое давление выше давления на входе насосного агрегата, компенсировать утечки через уплотнения и с помощью воздушного охладителя обеспечивать охлаждение уплотнений. 6.3.5.2 Системой автоматизации должна быть обеспечена сигнализация аварийного минимального, предельного минимального и максимального уровня в накопительном баке затворной жидкости. 105 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Контроль аварийного минимального уровня в накопительном баке затворной жидкости должен производиться с помощью отдельно смонтированного сигнализатора уровня. Для контроля предельного минимального и максимального уровня, а также текущего уровня должен быть использован преобразователь уровня. Контроль аварийного минимального уровня должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.3.5.3 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при снижении уровня в накопительном баке затворной жидкости ниже аварийного минимального. При снижении уровня в накопительном баке затворной жидкости ниже аварийного минимального с выдержкой времени 3 с должна быть выполнена управляемая остановка МНА, выполнен АВР МНА, отключены насосы системы запирания, а также должны быть закрыты агрегатные задвижки. 6.3.5.4 Системой автоматизации должен быть обеспечен следующий алгоритм управления насосами системы запирания. При подготовке к пуску магистрального насосного агрегата, оператор объекта МТ должен включить на параллельную работу два насоса системы запирания для создания давления выше 9 МПа в двух контурах (контур со стороны электродвигателя и контур со стороны свободного конца вала). После того как давление повысится и достигнет значения 8,5 МПа, системой автоматизации должна быть автоматически установлена готовность агрегата к пуску по данному параметру. После того как давление повысится и достигнет значения 9 МПа, системой автоматизации должны быть автоматически отключены насосы системы запирания. Если в процессе работы насосного агрегата давление в любом из контуров упало ниже 8,5 МПа, системой автоматизации должен быть автоматически включен один насос системы запирания, а при дальнейшем падении давления ниже 8,3 МПа, системой автоматизации должен быть автоматически включен и второй насос системы запирания. 6.3.5.5 Системой автоматизации должны быть заблокированы пуск и работа МНА при падении давления до значения 7,5 МПа и ниже в любом из контуров системы запирания. В этом случае должна быть выполнена управляемая остановка МНА, выполнено АВР МНА, а также должны быть закрыты агрегатные задвижки в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б). 6.3.5.6 Автоматическое отключение насосов системы запирания должно выполняться: 106 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - по общестанционным защитам, требующим отключения системы запирания после подтверждения отключения всех МНА на МНС (за исключением защиты «пожар в МНС», по которой отключение насосов системы запирания должно быть выполнено без подтверждения отключения всех МНА на МНС); - агрегатной защите «уровень в накопительном баке затворной жидкости ниже аварийного минимального» (6.3.5.3); - в случаях, предусмотренных 6.3.5.4. 6.3.5.7 Воздушный охладитель системы запирания должен автоматически включаться при пуске МНА, и автоматически отключаться через 20 минут после отключения МНА, при условии отсутствия общестанционных защит, требующих автоматического отключения воздушного охладителя системы запирания. При наличии общестанционной защиты, требующей отключения воздушного охладителя системы запирания без выдержки времени, автоматическое отключение воздушного охладителя должно быть выполнено без выдержки времени. 6.3.5.8 В соответствии с требованиями завода-изготовителя в зависимости от технологической схемы и конструктивных особенностей системы запирания торцовых уплотнений перечень защит, блокировок, сигнализации и величины уставок могут быть изменены. 6.3.6 Автоматизация системы откачки утечек и ССВД 6.3.6.1 Включение насоса откачки нефти/нефтепродукта в режиме управления «основной» должно выполняться при поступлении сигнала предельного максимального уровня в емкости (сбора утечек или ССВД). 6.3.6.2 В системе откачки утечек должно быть предусмотрено автоматическое включение насоса, находящегося в режиме управления «резервный», параллельно основному, если в течение 60 с после поступлении сигнала предельного максимального уровня в емкости (сбора утечек или ССВД), уровень в емкости не снижается ниже предельного максимального уровня. 6.3.6.3 Автоматическое отключение насосов, откачивающих нефть/нефтепродукт из емкости (сбора утечек или ССВД) должно происходить с выдержкой времени 3 с после поступления сигнала минимального уровня соответствующей емкости. 6.3.6.4 Величина аварийного максимального уровня емкости ССВД определяется из расчета последовательного выполнения двух сбросов нефти/нефтепродукта при срабатывании ССВД. 107 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.6.5 Должна быть предусмотрена блокировка пуска насоса и отключение работающего насоса, выполняющего откачку нефти/нефтепродукта на прием магистральной насосной, в случаях: - если давление в точке подключения к МТ насоса откачки превышает давление, создаваемое насосом откачки; - закрытия задвижек между точкой подключения насоса откачки и линейной частью МТ (задвижки на входе МНС, на выходе МНС, на ФГУ, на узле РД, на входе НПС, на выходе НПС). Должна быть предусмотрена блокировка пуска насоса и отключение работающего насоса, выполняющего откачку нефти/нефтепродукта из емкости сбора утечек (МНС, ПНС, СИКН и т.д.) при закрытии всех возможных маршрутов для откачки. 6.3.6.6 Контроль аварийного максимального уровня в емкостях сбора утечек и в емкостях ССВД на НПС должен производиться с помощью отдельно смонтированного на каждой емкости сигнализатора уровня. Для контроля минимального и предельного максимального уровня, а также текущего уровня должен быть использован преобразователь уровня. Контроль аварийного максимального уровня должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.3.6.7 ССВД должна устанавливаться на байпасе приёмной линии НПС после ФГУ. До исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с электроприводом, отключающих каждый клапан ССВД. После исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка задвижек с ручным управлением. Задвижки должны быть опломбированы в открытом положении. После исполнительных органов ССВД должна предусматриваться установка сигнализаторов наличия потока нефти/нефтепродукта. 6.3.6.8 В системах сбросных клапанов ССВД должен предусматриваться: - контроль поступления нефти/нефтепродукта через клапан (накладным прибором); - контроль исправности системы управления клапанами (при наличии технической возможности). При поступлении нефти/нефтепродукта через клапан должна формироваться предупредительная сигнализация и с выдержкой времени – автоматическая команда на закрытие задвижки для перекрытия потока нефти/нефтепродукта через неисправный клапан. П р и м е ч а н и е – Выдержка времени на формирование автоматической защиты должна приниматься больше времени штатной работы клапанов ССВД (определяется при ПНР), но не более 300 с. 108 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.3.6.9 При срабатывании общестанционных защит, кроме защит по пожару в помещении ССВД, автоматическое закрытие задвижек на входе ССВД должно производиться после получения подтверждения отключения трёх приводов МНА. 6.3.7 Управление системами размыва донных отложений 6.3.7.1 Для систем размыва донных отложений с винтовыми перемешивающими устройствами в МПСА НПС (РП) необходимо предусматривать: - индикацию состояния электропривода системы размыва (включен); - индикацию наличия напряжения в цепях управления электроприводом; - измерение силы потребляемого тока электропривода (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); - измерение виброскорости (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); - измерение частоты вращения вала (при наличии требований завода-изготовителя и технической возможности); - наличие утечки (при наличии комплектного сигнализатора утечки); - дистанционное управление электроприводом. 6.3.7.2 МПСА НПС (РП) должна обеспечивать отключение (блокировку включения) систем размыва донных отложений в случаях, когда: - уровень нефти/нефтепродукта в резервуаре выше верхнего нормативного уровня или ниже минимального уровня, обеспечивающего безопасную эксплуатацию системы размыва донных отложений; - получен сигнал «Пожар в резервуаре». 6.3.7.3 Минимальный уровень, обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений, для резервуаров РВСП, РВСПК, РВСПА составляет 5 м, для резервуаров типа РВС – 3 м. 6.4 Общестанционные защиты 6.4.1 Общие положения 6.4.1.1 Общий перечень параметров контроля состояния технологических объектов и порядок работы общестанционных защит - в соответствии с таблицами Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б). В проектной документации должен указываться конкретный перечень параметров контроля состояния технологических объектов проектируемой (реконструируемой) НПС и порядок работы общестанционных защит, разработанный в соответствии с таблицами Б.3, 109 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Б.4, Б.5 (приложение Б) для проектируемого (фактически имеющегося) технологического оборудования. Технологической частью проектной документации должны быть однозначно определены вспомсистемы и задвижки, участвующие в алгоритмах общестанционных защит. 6.4.1.2 Общестанционные защиты: - предельное минимальное давление на входе МНС; - предельное максимальное давление на выходе МНС; - предельное максимальное давление на выходе НПС; - предельный максимальный перепад давления на УРД; - аварийное минимальное давление на входе МНС; - аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара; - аварийное максимальное давление в трубопроводе РП; - аварийное максимальное давление на входе НПС с РП, блокируются только на период действия соответствующего аварийного сигнала и не требуют деблокировки. Блокировки управления по данным защитам автоматически снимаются после перехода показателей технологического процесса в неаварийное состояние. П р и м е ч а н и е – Защита «аварийное минимальное давление на входе МНС» блокируется на период действия соответствующего аварийного сигнала и окончания программ остановки всех МНА на МНС. Общестанционные защиты: - аварийное максимальное давление на выходе МНС; - аварийное максимальное давление на выходе НПС, могут быть деблокированы дистанционно диспетчером после выяснения и устранения причины нарушения режима работы трубопровода соответствующими службами. 6.4.1.3 Общестанционная защита работает независимо от текущего состояния (в работе/не в работе) НПС (МНС, ПНС). Алгоритм функционирования общестанционной защиты должен предусматривать: - остановку ПНА, МНА в установленной последовательности; - закрытие (открытие) задвижек (при наличии соответствующих требований в таблицах Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б); - управление агрегатами вспомогательных систем (при наличии соответствующих требований в таблицах Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б)). П р и м е ч а н и е При наличии в таблицах Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б) требования о включении агрегата вспомогательной системы (насоса, вентилятора и т.п.), находящегося в режиме «основной», данное требование следует распространять на все агрегаты данной вспомсистемы (насосы, вентиляторы и т.п.), находящиеся в режиме «основной», если иное не оговорено в таблицах Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б). 6.4.1.4 При срабатывании общестанционных защит, кроме автоматическое закрытие задвижек по потоку нефти/нефтепродукта: защит «Пожар», 110 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - на входе и выходе НПС; - между РП и ПНС; - на входе и выходе ПНС; - между ПНС и МНС; - на входе и выходе МНС; - на входе и выходе СИКН, подключенных до или после МНС; - на входе и выходе РД, должно производиться только после получения подтверждения отключения всех приводов МНА, ПНА, работающих по перекрываемому потоку нефти/нефтепродукта. При срабатывании общестанционных защит, кроме защит «Пожар», автоматическое закрытие агрегатных задвижек на входе и выходе МНА, ПНА должно производиться только после получения подтверждения отключения приводов соответствующих МНА, ПНА. 6.4.1.5 При наличии соответствующих требований в таблицах Б.3, Б.4, Б.5 (приложение Б), одновременно с остановкой МНС (ПНС) общестанционной защитой должна выполняться автоматическая остановка других ПНС (МНС) и СИКН, работающих совместно с останавливаемой МНС (ПНС). Алгоритм остановки насосных агрегатов (последовательное или одновременное отключение) определяется требованиями соответствующей защиты. 6.4.1.6 При срабатывании общестанционной защиты НПС, требующей закрытия задвижек на входе или выходе МНС (ПНС, НПС), или задвижек между ПНС и МНС, после подтверждения отключения приводов всех МНА с выдержкой времени не более 5 с должны быть одновременно остановлены ПНА на ПНС, работающей с отключаемой МНС. П р и м е ч а н и е – При возникновении пожара на объектах НПС отключение приводов всех ПНА на ПНС, работающей с отключаемой МНС должно выполняться одновременно. 6.4.1.7 При подключении объекта нефтедобычи/нефтепереработки к НПС на входе МНС, МПСА НПС должна обеспечивать одновременное формирование команд остановки насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта в МТ, и закрытия задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки в случаях: - срабатывания общестанционной защиты НПС, требующей закрытия задвижек на входе НПС, на выходе НПС; - срабатывания общестанционных защит: «Предельное максимальное давление на выходе МНС», «Аварийное максимальное давление на выходе МНС», «Предельное максимальное давление на выходе НПС», «Аварийное максимальное давление на выходе НПС»; 111 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - достижения величины избыточного давления в подводящем технологическом трубопроводе НПС значения, равного 0,9 максимального допустимого рабочего давления. При подключении объекта нефтедобычи/нефтепереработки к НПС на входе в РП, МПСА НПС должна обеспечивать одновременное формирование команд остановки насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта в МТ, и закрытия задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки в случаях: - срабатывания общестанционной защиты НПС, требующей закрытия задвижек на входе в РП, на входе НПС (для промежуточной НПС с ёмкостью); - достижения верхнего допустимого уровня нефти/нефтепродукта в любом резервуаре парка НПС; - достижения величины избыточного давления в подводящем технологическом трубопроводе НПС значения, равного 0,9 максимального допустимого рабочего давления. Передача команды остановки насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта от объекта нефтедобычи/нефтепереработки, может выполняться по каналам связи через систему телемеханизации. 6.4.2 Отключение насосных агрегатов по общестанционным защитам 6.4.2.1 Общестанционные защиты НПС при срабатывании должны осуществлять один из алгоритмов остановки МНА и ПНА. Для НПС без РП: - одновременная остановка всех работающих МНА; - последовательная остановка всех работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти/нефтепродукта работающего МНА; - остановка одного (первого по потоку нефти/нефтепродукта) из работающих МНА. Для НПС с РП: - одновременная остановка всех работающих ПНА; - одновременная остановка всех работающих МНА; - одновременная остановка всех работающих МНА, ПНА; - одновременная остановка всех работающих МНА с последующей одновременной остановкой всех работающих ПНА (технологической группы ПНА, работающей с отключаемой МНС), с выдержкой времени до 5 с после подтверждения отключения всех приводов работавших МНА; 112 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - последовательная остановка всех работающих МНА (начиная с первого по потоку нефти/нефтепродукта МНА), с одновременной остановкой всех работающих ПНА (технологической группы ПНА, работающей с отключаемой МНС); - последовательная остановка всех работающих МНА (начиная с первого по потоку нефти/нефтепродукта МНА), с последующей одновременной остановкой всех работающих ПНА (технологической группы ПНА, работающей с отключаемой МНС), с выдержкой времени до 5 с после подтверждения отключения всех приводов работавших МНА; - остановка одного (первого по потоку нефти/нефтепродукта) из работающих МНА. 6.4.2.2 Алгоритм «одновременной остановки МНА» должен предусматривать одновременную подачу команд остановки всех работающих МНА. 6.4.2.3 Алгоритм «одновременной остановки МНА, ПНА» должен предусматривать одновременную подачу команд остановки всех работающих МНА, ПНА. 6.4.2.4 Алгоритм «одновременной остановки всех ПНА (технологической группы ПНА, работающей с отключаемой МНС) с выдержкой времени до 5 с», должен предусматривать одновременную подачу команд остановки всех ПНА (технологической группы ПНА, работающей с отключаемой МНС) с выдержкой времени до 5 с после подтверждения отключения всех приводов работавших МНА. 6.4.2.5 Алгоритм «последовательной остановки МНА» должен предусматривать последовательную остановку всех работающих МНА, начиная с первого по потоку нефти/нефтепродукта. Интервал времени между командами остановки МНА должен составлять 3 с. 6.4.2.6 Алгоритм «остановки одного (первого по потоку нефти/нефтепродукта) из работающих МНА» должен предусматривать подачу команды остановки первому по потоку нефти/нефтепродукта из работающих МНА. 6.4.2.7 Одновременная остановка всех работающих магистральных насосных агрегатов должна выполняться только для защит «Остановка основного и резервного КЦ МПСА» и «Остановка МНС кнопкой СТОП МНС»: - с технологической площадки; - с БРУ; - с АРМ оператора. 6.4.2.8 Для исключения возможности формирования противоречащих автоматических команд управления для одного и того же технологического оборудования в результате 113 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » одновременной работы нескольких алгоритмов, МПСА НПС должна выполнять алгоритмы в порядке приоритета. 6.4.2.9 Приоритеты работы алгоритмов определены в следующей убывающей последовательности: - защиты, предусматривающие одновременную остановку всех работающих МНА; - защиты, предусматривающие последовательную остановку всех работающих МНА; - защиты, предусматривающие остановку одного (первого по потоку нефти/нефтепродукта) из работающих МНА; - остальные защиты и алгоритмы. 6.4.3 Защиты по избыточному давлению в технологических трубопроводах НПС 6.4.3.1 Для обеспечения безопасной эксплуатации МНА и технологических трубопроводов НПС система автоматизации НПС должна осуществлять контроль давления: - нефти/нефтепродукта в подводящем от объекта нефтедобычи/нефтепереработки технологическом трубопроводе НПС; - нефти/нефтепродукта на входе МНС; - нефти/нефтепродукта на выходе МНС до регулирующих органов (при наличии системы регулирования с использованием метода дросселирования); - нефти/нефтепродукта на выходе НПС после регулирующих органов (при наличии системы регулирования с использованием метода дросселирования). П р и м е ч а н и е – При отсутствии системы регулирования с использованием метода дросселирования позиции контроля давления «на выходе МНС» и «на выходе НПС» совмещаются. 6.4.3.2 Для защиты технологического оборудования и трубопроводов НПС по давлению должны применяться две ступени: - защита по предельному значению давления; - защита по аварийному значению давления. Для защит по предельному и аварийному давлению на входе МНС, на выходе МНС и на выходе НПС должны использоваться по два преобразователя давления от раздельных отборов давления, подключаемых к МПСА НПС и САР давления отдельными кабелями на разные корзины УСО МПСА НПС и САР давления. По каждому преобразователю давления должны быть реализованы защиты по предельному и аварийному значениям давления. Работа защит по предельному и аварийному давлению от двух преобразователей должна строиться по логике «ИЛИ». Один из каждой пары преобразователей давления должен использоваться для системы автоматического регулирования давления. 114 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Вновь строящиеся или реконструируемые системы автоматического регулирования давления при отказе одного преобразователя давления в паре должны работать с другим преобразователем давления из пары. Подключение преобразователей давления должно выполняться к УСО МПСА НПС и САР давления через усилители (размножители) аналоговых сигналов: - измерения давления в точках 1 (на приеме МНС, на выходе МНС, на выходе НПС) токовым сигналом должны подключаться к МПСА НПС с дублированием сигнала в САР давления; - измерения давления в точках 2 (на приеме МНС, на выходе МНС, на выходе НПС) токовым сигналом должны подключаться к САР давления с дублированием сигнала в МПСА НПС. Для измерения перепада давления и защиты по предельному перепаду давления на узле регулирования давления должен использоваться преобразователь перепада давления. Для измерения давления и защиты по предельному давлению в подводящем от объекта нефтедобычи/нефтепереработки технологическом трубопроводе НПС должен использоваться преобразователь давления. 6.4.3.3 Остановка одного (первого по потоку) работающего МНА должна осуществляться при срабатывании защит: - «Предельное минимальное давление на входе МНС»; - «Предельное максимальное давление на выходе МНС»; - «Предельное максимальное давление на выходе НПС»; - «Предельный максимальный перепад давления на узле регулирования». Если через 10 с после подачи команды остановки МНА одной из указанных защит сохраняется предельное значение давления, тогда должна осуществляться остановка следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) МНА. 6.4.3.4 Последовательная остановка всех работающих МНА должна осуществляться защитами: - «Аварийное минимальное давление на входе МНС»; - «Аварийное максимальное давление на выходе МНС»; - «Аварийное максимальное давление на выходе НПС». 6.4.3.5 Требования к настройке защит по давлению - в соответствии с приложением А. 6.4.3.6 Срабатывание защиты «Предельное минимальное давление на входе МНС» должно осуществляться с выдержкой времени до 20 с. 115 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.4.3.7 Срабатывание защиты «Аварийное минимальное давление на входе МНС» должно осуществляться с выдержкой времени до 25 с. 6.4.3.8 Срабатывание защиты «Предельный максимальный перепад давления на УРД» должно осуществляться с выдержкой времени 2 с. 6.4.3.9 Без выдержки времени должно осуществляться срабатывание защит: - «Предельное максимальное давление на выходе МНС»; - «Предельное максимальное давление на выходе НПС»; - «Аварийное максимальное давление на выходе МНС»; - «Аварийное максимальное давление на выходе НПС». 6.4.3.10 При отказе двух каналов измерения давления на позиции (вход МНС, выход МНС, выход НПС), должна быть реализована защита «Недостоверность измерения давления». Работа защит по недостоверности измерения давления от двух преобразователей должна строиться по логике «И». Алгоритм работы защит, в том числе и выдержки времени: - «Недостоверность измерения давления на входе МНС»; - «Недостоверность измерения давления на выходе МНС»; - «Недостоверность измерения давления на выходе НПС», должен быть аналогичен соответствующим защитам, перечисленным в 6.4.3.4. 6.4.3.11 При отказе канала измерения давления в подводящем от объекта нефтедобычи/нефтепереработки технологическом трубопроводе НПС, должна быть реализована защита «Недостоверность измерения давления в точке подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки». Алгоритм работы этой защиты, в том числе и выдержка времени, должен быть аналогичен алгоритму работы защиты «Предельное максимальное давление в точке подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки». 6.4.3.12 При срабатывании защит по давлению не производится закрытие задвижек НПС (за исключением закрытия задвижки подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки в случаях, установленных в 6.4.1.7), вспомогательные системы не отключаются. 6.4.4 Защита объектов МТ от утечек в воздушное пространство паров нефти/нефтепродукта 6.4.4.1 Для обнаружения взрывоопасных концентраций паров нефти/нефтепродукта на объектах МТ устанавливаются стационарные приборы контроля довзрывоопасных концентраций непрерывного действия, обеспечивающие измерение уровня загазованности 116 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » атмосферы парами углеводородов, выраженного в процентах от НКПРП в соответствии с требованиями ГОСТ IEC 60079-10-1. Первичные преобразователи приборов контроля довзрывоопасных концентраций должны устанавливаться: - в производственных помещениях, относящихся к классу взрывоопасных зон В-1а по ПУЭ и к классам 1, 2 по ГОСТ IEC 60079-10-1, в которых размещается оборудование, участвующее в технологическим технологическом трубопроводам процессе перекачки нефти/нефтепродукта площадочных объектов МТ, либо по оборудование производственной канализации; - на открытых площадках сливо-наливных эстакад; - на открытых площадках стендеров СМНП; - над приямком сбора поверхностных сточных вод внутри обвалования береговых УЗА и узлов пуска/приёма СОД, расположенных на подводных переходах МТ; - в дождеприёмных колодцах каре резервуаров. П р и м е ч а н и е – Вместо приборов контроля довзрывоопасных концентраций допускается применение в дождеприёмных колодцах каре резервуаров любых других контрольных приборов обнаружения нефти/нефтепродукта. Установка стационарных приборов контроля довзрывоопасных концентраций на иных открытых технологических площадках объектов МТ не требуется. Контроль наличия паров нефти/нефтепродукта в воздушном пространстве этих площадок, при необходимости, выполняется переносными газоанализаторами. Первичные преобразователи приборов контроля довзрывоопасных концентраций, должны подключаться непосредственно к входным модулям УСО МПСА НПС (без вторичного прибора) по унифицированному токовому сигналу 4-20 мА или цифровому стандартному каналу связи RS485. Допускается применение вторичных приборов контроля довзрывоопасных концентраций при замене (реконструкции) приборов контроля довзрывоопасных концентраций на действующих системах автоматизации до замены (реконструкции) всей системы автоматизации. 6.4.4.2 Первичные преобразователи приборов контроля довзрывоопасных концентраций точечные оптические абсорбционные должны устанавливаться в соответствии со следующими требованиями: - в заглубленных помещениях и приямках с технологическим оборудованием, куда возможно проникновение взрывоопасных газов и паров извне следует устанавливать по одному первичному преобразователю на каждые 100 м2 площади, но не менее двух первичных преобразователей на помещение (приямок); 117 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - в помещениях насосных станций первичные преобразователи следует устанавливать у каждого перекачивающего агрегата в местах наиболее вероятных источников выделения взрывоопасных газов и паров, не далее 4 м от источника (по горизонтали), но не менее двух первичных преобразователей на помещение; - в одном помещении следует устанавливать не менее одного первичного преобразователя на каждые 100 м2 площади, но не менее двух первичных преобразователей на помещение. Первичные преобразователи приборов контроля довзрывоопасных концентраций точечные оптические абсорбционные в помещениях следует устанавливать в соответствии с плотностями газов и паров: - над источником (при выделении легких газов с плотностью по отношению к воздуху менее 0,8); - на высоте источника или ниже него (при выделении газов с плотностью по отношению к воздуху от 0,8 до 1,5); - не более 0,5 м над полом (при выделении газов и паров с плотностью по отношению к воздуху более 1,5). 6.4.4.3 Помимо точечных оптических абсорбционных приборов контроля довзрывоопасных концентраций на объектах МТ допускается применение иных приборов контроля довзрывоопасных Расстановка первичных концентраций выполняется концентраций, преобразователей в соответствии за исключением приборов с термокаталитических. контроля документацией довзрывоопасных завода-изготовителя соответствующего прибора, но не менее двух первичных преобразователей на помещение (приямок). 6.4.4.4 Приборы контроля довзрывоопасных концентраций паров нефти/нефтепродукта рекомендуется калибровать по воздушной смеси пропана. Время установления факта загазованности не должно превышать 10 с от момента поступления смеси воздуха с парами углеводородов на чувствительный элемент первичного преобразователя. МПСА объекта МТ при отказе любого первичного преобразователя прибора контроля довзрывоопасных концентраций должна формировать соответствующую визуальную и звуковую сигнализацию на АРМ оператора объекта МТ. 6.4.4.5 В помещениях, оборудованных стационарными первичными преобразователями приборов контроля довзрывоопасных концентраций непрерывного 118 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » действия, должны предусматриваться внутри и снаружи здания у каждого из эвакуационных выходов из защищаемых помещений световые сигналы оповещения в виде надписей на световых табло «Газ!» и звуковые сигналы оповещения. 6.4.4.6 Для производственных помещений, открытых площадок сливо-наливных эстакад и открытых площадок стендеров СМНП МПСА объекта МТ должна обеспечивать сигнализацию в операторной и МДП следующих уровней загазованности: - предельный уровень загазованности; - аварийный уровень загазованности. Предельный уровень загазованности устанавливается равным 10 % НКПРП. Аварийный уровень загазованности устанавливается равным 30 % НКПРП. При установке приборов контроля довзрывоопасных концентраций в дождеприёмных колодцах каре резервуаров МПСА объекта МТ должна обеспечивать сигнализацию в операторной и МДП предельного уровня загазованности с уставкой равной 20% НКПРП. МПСА объекта МТ должна формировать: - защиту «сохранение предельной загазованности в помещении» при сохранении в течение 10 мин предельного уровня загазованности; - защиту «аварийная загазованность в помещении» с выдержкой времени 10 с после обнаружения аварийного уровня загазованности. МПСА площадочного объекта МТ обеспечивает остановку технологического процесса при достижении аварийного уровня загазованности в контролируемом помещении, на открытых площадках сливо-наливных эстакад и открытых площадках стендеров СМНП. Требования к алгоритмам защит по уровню загазованности – в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б). 6.4.4.7 МПСА объекта МТ должна обеспечивать работу приточно-вытяжной вентиляции помещения насосного зала в зависимости от уровня загазованности и температуры воздуха в помещении. 6.4.4.8 Управление работой систем вентиляции помещения насосного зала в зависимости от уровня загазованности выполняется по следующему алгоритму: - при нормальном уровне загазованности (ниже предельного) вытяжные аварийные вентиляторы насосного зала отключены. Один аварийный вытяжной вентилятор находится в режиме управления «основной». Другой аварийный вытяжной вентилятор (при наличии) находится в режиме управления «резервный»; 119 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - при достижении в помещении предельного уровня загазованности, но при отсутствии аварийного уровня, производится автоматическое включение аварийного вытяжного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной». Второй аварийный вытяжной вентилятор (при наличии) – отключен, находится в режиме управления «резервный». Для возмещения расхода воздуха, удаляемого аварийной вентиляцией, в зависимости от состава оборудования аварийной вентиляции, автоматически открываются (если были закрыты) воздушные клапаны (жалюзийные решетки) в помещении (при наличии), либо автоматически включается (если он не включен) приточный вентилятор, находящийся в режиме управления «основной». Через 15 минут после снижения уровня загазованности ниже предельного уровня производится автоматическое отключение аварийного вытяжного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной» и приточного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной» (если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала), автоматически закрываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала; - при сохранении в течение 10 минут значения уровня загазованности выше предельного, инициируется работа общестанционной защиты, по факту формирования которой дополнительно к работающему в режиме управления «основной» аварийному вытяжному вентилятору производится автоматическое включение аварийного вытяжного вентилятора, находящегося в режиме управления «резервный» (при наличии). Через 15 минут после снижения уровня загазованности ниже предельного уровня производится автоматическое отключение аварийных вытяжных вентиляторов, находящихся в режимах управления «основной» и «резервный» (при наличии) и приточного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной» (если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала), автоматически закрываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала; - при достижении в помещении аварийного уровня загазованности, инициируется работа общестанционной защиты, по факту формирования которой производится автоматическое включение аварийного вытяжного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной» и аварийного вытяжного вентилятора, находящегося в режиме 120 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » управления «резервный» (при наличии). Для возмещения расхода воздуха, удаляемого аварийной вентиляцией, в зависимости от состава оборудования аварийной вентиляции автоматически открываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки) в помещении (при наличии), если они не открыты, либо автоматически включается (если он не включен) приточный вентилятор, находящийся в режиме управления «основной». Через 15 минут после снижения уровня загазованности ниже предельного уровня производится автоматическое отключение аварийных вытяжных вентиляторов, находящихся в режимах управления «основной» и «резервный» (при наличии) и приточного вентилятора, находящегося в режиме управления «основной» (если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала), автоматически закрываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала. 6.4.4.9 При наличии крышных вентиляторов, специально устанавливаемых для удаления избытков тепла в насосном зале, их управление производится по алгоритму в зависимости от температуры воздуха в помещении: - при достижении двух условий – превышении температуры воздуха внутри помещения на 2 °С температуры наружного воздуха и при превышении температуры воздуха в насосном зале значения 29 °С – включаются крышные вентиляторы насосного зала, находящиеся в режиме управления «основной», открываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки) насосного зала (при наличии), либо автоматически включается (если он не включен) приточный вентилятор, находящийся в режиме управления «основной»; - при достижении любого из двух условий – понижении температуры воздуха в насосном зале до температуры наружного воздуха или при понижении температуры воздуха в насосном зале ниже 24 °С – отключаются крышные вентиляторы насосного зала, находящиеся в режиме управления «основной», закрываются воздушные клапаны (жалюзийные решетки) насосного зала (при наличии), либо автоматически отключается приточный вентилятор, находящийся в режиме управления «основной» (если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма обогрева насосного зала). При наличии загазованности, приоритетно работает алгоритм защиты от загазованности. При этом крышные вентиляторы отключаются синхронно с включением «основного» аварийного вытяжного вентилятора. 121 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Допускается применение данного алгоритма удаления избытков тепла в насосном зале с помощью приточно-вытяжной вентиляции насосного зала при отсутствии крышных вентиляторов, специально устанавливаемых для удаления избытков тепла в насосном зале. 6.4.4.10 Монтаж приборов контроля температуры воздуха в помещениях и на территории должен исключать попадание на первичный измерительный преобразователь прямых солнечных лучей. 6.4.5 Отключение МНС (ПНС) кнопкой «Стоп» 6.4.5.1 Для подачи команды противоаварийной остановки МНС, ПНС используются кнопки «Стоп МНС» и «Стоп ПНС» соответственно. 6.4.5.2 Кнопки «Стоп МНС» и «Стоп ПНС» для противоаварийной остановки всех агрегатов МНС и ПНС соответственно должны устанавливаться: - в операторной НПС на панели БРУ; - вне помещения насосного зала МНСЗ, ПНСЗ вблизи всех эвакуационных выходов из помещения в доступных и безопасных местах на расстоянии не менее 6 м от здания насосной, количество кнопок равно количеству выходов; - в доступных и безопасных местах на расстоянии не менее 10 м от насосных агрегатов МНСО, ПНСО (но за пределами обвалования площадок насосных агрегатов МНСО и ПНСО), количество кнопок не менее четырех. 6.4.5.3 Высота установки кнопок «Стоп МНС», «Стоп ПНС» от поверхности земли составляет 1,5 м. Каждая кнопка «Стоп» должна быть защищена от случайных механических воздействий с обеспечением беспрепятственного намеренного воздействия на кнопку. 6.4.5.4 Кнопка противоаварийной остановки МНС «Стоп МНС» должна быть обозначена трафаретом с надписью «СТОП МНС», а кнопка для противоаварийной остановки ПНС «Стоп ПНС» должна быть обозначена трафаретом с надписью «СТОП ПНС». 6.4.5.5 МПСА НПС при поступлении команды от кнопки «Стоп МНС» («Стоп ПНС») должна обеспечить: - выдачу команд одновременного отключения ВВ приводов всех МНА (ПНА) защищаемой МНС (ПНС); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА (задвижек на входе и выходе ПНА) защищаемой МНС (ПНС); - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (закрытие задвижек на входе и выходе ПНС) защищаемой МНС (ПНС); 122 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - выполнение остальных действий, предусмотренных в соответсвии с таблицей Б.3 (приложение Б). 6.4.5.6 Схемы подключения кнопок «Стоп МНС» и «Стоп ПНС» должны быть с контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.4.6 Защиты МНС (ПНС) при затоплении помещений и аварийном уровне нефти/нефтепродукта в емкостях 6.4.6.1 Общестанционные защиты: - «Затопление насосного зала МНСЗ»; - «Затопление насосного зала ПНСЗ»; - «Затопление помещения маслосистемы»; - «Затопление помещений СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК)»; - «Аварийный уровень нефти/нефтепродукта в емкостях сбора утечек МНС, ПНС, СИКН»; - «Аварийный уровень нефти/нефтепродукта в емкостях сброса ударной волны», должны предусматривать: - последовательную остановку МНА, одновременную остановку ПНА; - закрытие задвижек, отсекающих аварийное помещение или емкость в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б); - выполнение остальных действий, предусмотренных в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б). 6.4.6.2 Сигнализаторы затопления насосных залов, маслоприямков, СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК), помещений (блок-боксов) оперативных БИК должны быть защищены от случайных механических воздействий. Контроль аварийного уровня затопления должен быть дополнен контролем обрыва и короткого замыкания линии. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.4.7 Защита по отсутствию связи КЦ МПСА НПС с УСО 6.4.7.1 К УСО, обеспечивающему безопасную эксплуатацию оборудования НПС (МНС, ПНС, РП), следует относить УСО, имеющие в составе своих шкафов управления: - входные сигналы, участвующие в формировании агрегатных или общестанционных защит; - входные сигналы, определяющие готовность МНА (ПНА) к пуску; 123 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - входные и выходные сигналы от (до) исполнительных механизмов, участвующих в алгоритмах агрегатных или общестанционных защит. 6.4.7.2 Общестанционная защита «отсутствие связи КЦ МПСА НПС (МНС, ПНС, РП) с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования НПС (МНС, ПНС, РП)», должна формироваться при потере связи КЦ со всеми модулями ввода/вывода всех корзин, входящих в состав всех шкафов управления данного УСО, обеспечивающего безопасную эксплуатацию оборудования НПС (МНС, ПНС, РП). При этом в МПСА НПС (МНС, ПНС, РП) должна быть реализована следующая логика: а) все входные сигналы аналоговых и интерфейсных модулей, потерявших связь с КЦ, должны обрабатываться как недостоверные (за исключением сигналов, указанных в перечислении б); б) в результате обработки входных сигналов от сигнализаторов с контролем целостности цепи, реализованных на базе модулей аналогового ввода, потерявших связь с КЦ, должна формироваться сигнализация и оперативные сообщения об обрыве соответствующих линий; в) в результате обработки входных сигналов от сигнализаторов с контролем целостности цепи, реализованных с применением промежуточных преобразователей и модулей дискретного ввода, потерявших связь с КЦ, должна формироваться сигнализация и оперативные сообщения о неисправности или об обрыве соответствующих линий; г) в результате обработки входных сигналов от кнопок «Стоп МНС», «Стоп ПНС», потерявших связь с КЦ, должна формироваться сигнализация и оперативные сообщения о неисправности соответствующих линий; д) все входные сигналы, инициирующие работу агрегатных или общестанционных защит по значению «1», реализованные на базе модулей дискретного ввода, потерявших связь с КЦ (за исключением сигналов, указанных в перечислении в), г) должны обрабатываться как сигналы со значением «1»; е) все входные сигналы модулей дискретного ввода, потерявших связь с КЦ (за исключением сигналов, указанных в перечислениях в), г) и д) должны обрабатываться как сигналы со значением «0»; ж) выходные команды отключения ВВ МНА (ПНА), агрегатов вспомсистем, электронагревателей, требующих отключения в соответствии с таблицей Б.3 (приложение Б, строки 119–125), реализованные на базе модулей дискретного вывода, потерявших связь с 124 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » КЦ, должны активироваться с применением механизма предустановленного значения сигналов дискретного вывода. 6.4.7.3 В находящихся в эксплуатации МПСА НПС (МНС, ПНС, РП), в которых не реализованы требования 6.4.7.2, общестанционная защита «отсутствие связи КЦ МПСА НПС (МНС, ПНС, РП) с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования НПС (МНС, ПНС, РП)», должна формироваться при потере связи КЦ со всеми модулями ввода/вывода любой корзины, входящей в состав любого шкафа управления данного УСО, обеспечивающего безопасную эксплуатацию оборудования НПС (МНС, ПНС, РП). 6.4.8 Защиты резервуарного парка 6.4.8.1 Общий перечень параметров контроля состояния технологических объектов РП и порядок работы защит РП предусмотреть в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). В проектной документации должен указываться конкретный перечень технологических объектов проектируемого (реконструируемого) РП и порядок работы защит РП, разработанный в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б) для проектируемого (реконструируемого) РП. Технологической частью проектной документации должны быть однозначно определены задвижки, участвующие в алгоритмах защит РП. 6.4.8.2 СА должна выполнять: - измерение уровня нефти/нефтепродукта в каждом резервуаре; - измерение температуры нефти/нефтепродукта в каждом резервуаре; - измерение разрежения в резервуаре (только для РВС и ЖБР); - измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП; - расчёт скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара; - сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах; - сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта; - сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений; - сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения; 125 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - сигнализацию превышения предельного давления в трубопроводах резервуарного парка; - сигнализацию аварийного разрежения в резервуаре (только для РВС и ЖБР); - дистанционное и автоматическое управление системой размыва донных отложений в резервуарах; - дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и индикацию их положения. 6.4.8.3 Для защиты резервуара от переполнения МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре верхнего допустимого уровня нефти/нефтепродукта. Данная защита «Верхний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 с и выполняет действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). 6.4.8.4 Для формирования сигнала «Верхний допустимый уровень в резервуаре» должен использоваться сигнализатор уровня, не связанный с измерительным преобразователем уровня. Резервуары типа РВС, ЖБР должны быть оснащены двумя сигнализаторами для контроля верхнего допустимого уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК, РВСПА, ЖБРП, ЖБРПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами верхнего допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара. Все сигнализаторы верхнего допустимого уровня в резервуаре должны подключаться к УСО МПСА по схеме, позволяющей контролировать линию на обрыв и короткое замыкание. Допускается выдавать обобщённое оперативное сообщение о неисправности линии. 6.4.8.5 Условием формирования защиты «Верхний допустимый уровень в резервуаре» является получение системой автоматизации сигнала от любого сигнализатора верхнего допустимого уровня. 6.4.8.6 Для защиты резервуара при понижении уровня до нижнего допустимого уровня в резервуаре МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара. Данная защита «Нижний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 с и выполняет действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). 6.4.8.7 Настройка верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема 126 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения сброса нефти/нефтепродукта, должна производиться по утвержденным До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » аварийного технологическим картам на резервуары и резервуарные парки. 6.4.8.8 Сигнализация на АРМ оператора системы автоматизации РП верхнего аварийного, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного, минимального уровня, обеспечивающего безопасную работу системы размыва донных отложений во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, должна формироваться на основании измерений уровня. 6.4.8.9 При контроле скоростей заполнения и опорожнения должно учитываться усреднённое значение скорости заполнения/опорожнения резервуара, полученное на основании измерений уровня. 6.4.8.10 Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости заполнения резервуара. Предельная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной 0,95 указанной величины. 6.4.8.11 Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. Предельная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной 0,85 максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. 6.4.8.12 Максимальная допустимая скорость заполнения резервуара и максимально допустимая скорость опорожнения резервуара определяются на основании результатов расчетов, выполненных по заданной производительности, а также допустимых скоростей движения нефти/нефтепродукта по технологическим трубопроводам. Текущие скорость заполнения резервуара и скорость опорожнения резервуара рассчитываются в КЦ системы автоматизации РП на основании показаний уровнемера. 6.4.8.13 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 с МПСА НПС (РП) подает команду на открытие задвижки, установленной параллельно СППК на линии приема нефти/нефтепродукта в резервуар, используемый для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, и выполняет остальные действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). Действия МПСА НПС (РП) при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта - в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). 127 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.4.8.14 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 с МПСА НПС подает команду остановки первого по ходу МНА на всех МНС, работающих по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара и выполняет остальные действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). Действия МПСА НПС (РП) при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта - в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). 6.4.8.15 Для защиты технологических трубопроводов резервуарного парка от превышения давления должен выполняться сброс нефти/нефтепродукта в резервуар аварийного сброса или в резервуар, предназначенный для аварийного сброса. 6.4.8.16 При достижении давления в технологических трубопроводах РП значения «Давления настройки предохранительных устройств», должна формироваться сигнализация. 6.4.8.17 При достижении давления в технологических трубопроводах значения «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП» без выдержки времени должна формироваться защита «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП». При этом выполняется автоматическое открытие задвижки на линии приёма нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК. П р и м е ч а н и е – При возникновении давления в технологических трубопроводах РП, требующего автоматического открытия задвижки, команда на её автоматическое открытие подаётся только в том случае, если задвижка не движется (не открывается, не закрывается). Если задвижка закрывается, МПСА НПС (РП) должна предварительно подать автоматическую команду «Стоп». 6.4.8.18 При снижении и сохранении не менее 3 с давления в технологических трубопроводах ниже значения «Предельного максимального давления в трубопроводе РП», МПСА НПС (РП) должна сформировать автоматическую команду на остановку задвижки на линии приема нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК. 6.4.8.19 При снижении и сохранении не менее 3 с давления в технологических трубопроводах ниже «Максимального давления в трубопроводе РП», МПСА НПС (РП) должна сформировать команду на закрытие задвижки на линии приёма нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК. П р и м е ч а н и е – При возникновении давления в технологических трубопроводах РП, требующего автоматического закрытия задвижки, команда на её автоматическое закрытие подаётся только в том случае, если задвижка не движется (не открывается, не закрывается). Если задвижка открывается, МПСА НПС (РП) должна предварительно подать автоматическую команду «Стоп». 128 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.4.8.20 Измерительный преобразователь для измерения давления в технологических трубопроводах РП устанавливается перед (по потоку нефти/нефтепродукта) задвижкой на линии подачи нефти/нефтепродукта в резервуар аварийного сброса нефти/нефтепродукта. 6.4.8.21 Для защиты резервуара (только РВС и ЖБР) от аварийного разрежения в резервуаре МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемораздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре аварийного разрежения. Данная защита «Аварийное разрежение в резервуаре» имеет выдержку времени 20 с и выполняет действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.4 (приложение Б). 6.4.9 Защиты по пожару 6.4.9.1 Общий перечень и порядок работы общестанционных защит по пожару - в соответствии с таблицей Б.5. В проектной документации должен указываться конкретный перечень технологических объектов проектируемой (реконструируемой) НПС и порядок работы общестанционных защит по пожару, разработанный в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б) для проектируемой (реконструируемой) НПС. Технологической частью проектной документации должны быть однозначно определены задвижки, участвующие в алгоритмах общестанционных защит по пожару. 6.4.9.2 После поступления сигнала «Пожар в резервуаре» МПСА НПС без выдержки времени должна одновременно: - закрыть задвижки подключения резервуара вне обвалования; - закрыть задвижки в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - остановить все работающие насосные агрегаты всех МНС и ПНС, подключенных к РП, в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - отключить агрегаты вспомогательных систем всех МНС и ПНС, подключенных к РП, в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - сформировать команду на остановку насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки и передать её в систему автоматизации объекта нефтедобычи/нефтепереработки; П р и м е ч а н и е – Передача команды остановки насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта от объекта нефтедобычи/нефтепереработки, может выполняться по каналам связи через систему телемеханизации. - выполнить остальные действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б). 129 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.4.9.3 После поступления сигнала «Пожар» на защищаемом объекте (насосный зал МНСЗ и ПНСЗ, технологическая площадка МНСО, ПНСО, помещение электрозала, помещение узла РД, помещение маслосистемы, помещение ССВД, помещение (блок-бокс) оперативного БИК, помещения СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК), помещение ЗРУ, помещение кроссовых панелей, помещение ЧРП, помещение компрессорной подпора воздуха ЭД) МПСА НПС должна: - остановить все работающие МНА, ПНА в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - отключить агрегаты вспомогательных систем и систем вентиляции в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - закрыть задвижки в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б); - сформировать команду на остановку насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки и передать её в систему автоматизации объекта нефтедобычи/нефтепереработки; Примечание – Передача команды остановки насосов, осуществляющих подкачку нефти/нефтепродукта от объекта нефтедобычи/нефтепереработки, может выполняться по каналам связи через систему телемеханизации. - выполнить остальные действия, предусмотренные в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б). 6.5 Автоматизация установок пенного тушения пожаров, установок водяного охлаждения резервуаров и установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей 6.5.1 Общие требования 6.5.1.1 Автоматизация установок пенного тушения пожаров НПС, СМНП, ПСП и других площадочных объектов МТ, установок водяного охлаждения резервуаров и установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей должна выполняться на базе микропроцессорной системы и обеспечивать: - обнаружение пожара в помещениях и на сооружениях, перечисленных в 6.5.1.11, 6.5.1.12; - пожарную сигнализацию в помещениях и на сооружениях, перечисленных в 6.5.1.11; - местное (ручное), дистанционное (ручное, автоматизированное и автоматическое) управление исполнительными механизмами установок пенного тушения пожаров, водяного охлаждения резервуаров РП; 130 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения (автоматическое и автоматизированное) управление До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - дистанционное исполнительными механизмами установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей; П р и м е ч а н и е Для установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей ручное (дистанционное и местное) управление исполнительными механизмами не предусматривается. - изменение режима работы установок пенного тушения пожаров и водяного охлаждения резервуаров по командам с АРМ оператора площадочного объекта МТ; - изменение режима работы установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей по командам с АРМ оператора площадочного объекта МТ и от местных кнопочных постов; - регистрацию, архивирование и отображение на АРМ информации о работе установок пенного тушения пожаров, установок водяного охлаждения резервуаров и установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей; - связь с другими системами автоматизации на площадочном объекте МТ; - связь с системой пожарной сигнализации площадочного объекта МТ. П р и м е ч а н и е Здесь и далее под помещением кроссовых панелей понимаются помещения кроссовых панелей операторных (МДП) НПС и других площадочных объектов МТ, или помещения, приравненные к помещению кроссовых панелей (блок-бокс КИП в котором размещается шкаф КЦ, шкаф серверный). 6.5.1.2 МПСА ПТ должна выполняться функционально и аппаратно независимой системой, реализация функций автоматизации ПТ в составе систем технологической автоматики не допускается. 6.5.1.3 МПСА ПТ должны функционировать по централизованным алгоритмам управления, и строиться как территориально распределенные системы с возможностью изменения объёма контролируемого пожарно-технологического оборудования без изменения структуры программного обеспечения. МПСА ПТ должны быть выполнены так, чтобы они могли продолжать свое функционирование при отказах систем управления более высоких уровней и/или при отказах смежных систем автоматизации на объекте МТ. 6.5.1.4 МПСА ПТ должны иметь трехуровневую структуру: - нижний уровень; - средний уровень; - верхний уровень. 6.5.1.5 Нижний уровень МПСА ПТ должен включать в себя КИП, в том числе СИ и их вторичные приборы, располагаемые на пожарно-технологическом оборудовании, на 131 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » приборных щитах или в приборных шкафах (за исключением размещённых в шкафах УСО, шкафах КЦ), а также УДП, автоматические пожарные извещатели, звуковые и световые пожарные оповещатели, местные кнопочные посты изменения режимов работы установок газового тушения пожаров защищаемых помещений и технологических сооружений. 6.5.1.6 Для обеспечения безопасности персонала при работе в помещении кроссовых панелей должны быть предусмотрены: - кнопочный пост для подачи команды на запрет (отмену) дистанционного (автоматического и автоматизированного) пуска установки газового пожаротушения внутри помещения кроссовых панелей; - кнопочный пост для подачи команд на отключение и восстановление режима автоматического пуска установки газового пожаротушения у входа в защищаемое помещение кроссовых панелей. 6.5.1.7 Средний уровень МПСА ПТ должен включать в себя ПЛК, модули ввода/вывода, коммутаторы, дисплейные панели, преобразователи сигналов, входные и выходные реле, барьеры искрозащиты и другое оборудование, обеспечивающее работу ПЛК, располагаемое в шкафах УСО, в шкафах КЦ, и обеспечивать: - сбор информации от нижнего уровня МПСА ПТ; - возможность работы при необходимости по цифровым каналам с КИП и исполнительными механизмами. Период опроса оборудования нижнего уровня по цифровым каналам программно-аппаратными средствами среднего уровня МПСА ПТ не должен превышать 0,5 с; - формирование управляющих воздействий на исполнительные механизмы оборудования установок пенного тушения пожаров, водяного охлаждения резервуаров, установок газового тушения пожаров помещений кроссовых панелей и средств оповещения о пожаре в защищаемых помещениях и технологических сооружениях. Время обработки сигналов в МПСА ПТ при работе алгоритмов защиты (без учёта выдержки времени работы защиты) не должно превышать 0,5 с. Этот интервал времени определяется от момента появления аварийного значения параметра на входе модуля ввода МПСА до момента появления соответствующего алгоритму управляющего сигнала на выходе модуля вывода МПСА; - связь с другими системами автоматизации площадочного объекта МТ (для обеспечения работы алгоритмов защиты технологического оборудования); - связь с системой пожарной сигнализации площадочного объекта МТ; 132 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - связь с верхним уровнем МПСА ПТ. 6.5.1.8 Верхний уровень МПСА ПТ должен включать в себя: - АРМ оператора (дублированное); - АРМ инженера (переносное), обеспечивающее настройку, программирование, конфигурирование АРМ и контроллеров МПСА ПТ; - АРМ МПСА ПТ без функции управления. Верхний уровень МПСА ПТ должен обеспечивать: - прием информации от среднего уровня МПСА ПТ; - отображение состояния и работы установки пожаротушения, установки водяного охлаждения резервуаров, установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей и получение графиков измеряемых технологических параметров; - формирование графиков измеряемых технологических параметров и архивирование полученных измерений; - формирование команд изменения режима работы и дистанционного управления установкой пенного тушения пожаров, установкой водяного охлаждения резервуаров по командам оператора площадочного объекта МТ; - формирование команд изменения режима работы установки газового тушения пожаров по командам оператора площадочного объекта МТ; - формирование и архивирование журнала событий для регистрации аварийных событий, неисправностей, поданных команд управления, источников формирования команд управления (оператор, автоматически, по месту), результатов выполнения команд управления или фактов и причин невыполнения команд управления, с регистрацией времени возникновения события. 6.5.1.9 На АРМ оператора и АРМ МПСА ПТ без функции управления должна отображаться технологическая схема установки тушения пожаров, технологическая схема установки водяного охлаждения резервуаров, установки газового тушения пожаров с отображением всех контролируемых системой помещений, технологических сооружений и контролируемых параметров. 6.5.1.10 АРМ оператора должны устанавливаться в операторной площадочного объекта МТ (или его сооружения) и в МДП. АРМ МПСА ПТ без функции управления должно размещаться в пожарном депо или на пожарном посту. При отсутствии пожарного депо и пожарного поста, указанное АРМ МПСА ПТ без функции управления размещается на посту охраны. 133 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Все АРМ МПСА ПТ, за исключением АРМ инженера, должны работать в режиме нагруженного резерва. 6.5.1.11 МПСА ПТ совместно с МПСА площадочного объекта МТ осуществляет защиту по пожару следующих помещений, сооружений: - помещение магистральной насосной; - помещение подпорной насосной; - помещение сливной/наливной насосной; - помещение электродвигателей магистральной насосной; - помещение электродвигателей подпорной насосной; - помещение кроссовых панелей; - помещение РД; - помещение маслосистемы; - помещение ССВД; - помещение предохранительных устройств; - помещение с высоковольтными коммутационными аппаратами ЗРУ; - помещение ЧРП; - блок-бокс УПВД; - помещение компрессорной; - помещения СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК); - помещение (блок-бокс) оперативного БИК; - помещение КУР ЖБР; - технологические помещения пункта подогрева нефти/нефтепродуктов; - открытая технологическая площадка магистральной насосной; - открытая технологическая площадка подпорной насосной; - открытая технологическая площадка сливо-наливных железнодорожных эстакад, причальных комплексов, автоналивных пунктов. П р и м е ч а н и е – Допускается не оборудовать открытые площадки подпорных насосных агрегатов и открытых магистральных насосных станций установками автоматического пожаротушения на объектах, охраняемых объектовыми подразделениями пожарной охраны, при условии, что время прибытия на объект ближайшего пожарного подразделения не превышает 10 минут. При этом пожарное подразделение должно быть укомплектовано пожарной техникой и пожарно-техническим оборудованием, обеспечивающим тушение пожаров легковоспламеняющихся и горючих жидкостей на площади не менее площадок открытых насосных. Объект МТ должен быть укомплектован запасом пенообразователя в количестве, необходимом для проведения трех пенных атак по 10 минут с нормативным расходом раствора пенообразователя. Защиту по пожару помещения кроссовых панелей операторной НПС (МДП) совместно с МПСА НПС осуществляет установка газового пожаротушения помещения кроссовых панелей. Управление данной установкой осуществляет МПСА ПТ. 134 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.5.1.12 МПСА ПТ совместно с МПСА НПС (СМНП, ПСП, других площадочных объектов МТ) осуществляет защиту по пожару резервуаров нефти/нефтепродукта типа РВСПК, РВСПА, ЖБРПК, РВС, РВСП, ЖБР, ЖБРП. 6.5.2 Требования к средствам обнаружения пожара МПСА ПТ 6.5.2.1 Для автоматического обнаружения пожара должны применяться следующие технические средства: - в закрытых технологических помещениях магистральных и подпорных насосных (кроме помещений электродвигателей), узла РД, СИКН, оперативного БИК, ССВД, маслосистемы, КУР ЖБР, сливных/наливных насосных, предохранительных устройств, пунктов подогрева нефти/нефтепродуктов, а также на открытых технологических площадках магистральных и подпорных насосных, сливо-наливных эстакад, причальных комплексов, автоналивных пунктов, на резервуарах типа РВСПК, ЖБРПК – автоматические многодиапазонные пожарные извещатели пламени, реагирующие на электромагнитное излучение пламени или тлеющего огня, спектральная чувствительность которых должна соответствовать спектру излучения пламени горючих материалов, находящихся в защищаемой зоне; - в помещениях электродвигателей магистральных и подпорных насосных – автоматические дымовые пожарные извещатели, реагирующие на частицы твердых и жидких продуктов горения и (или) пиролиза в атмосфере (допускается применять автоматические линейные дымовые пожарные извещатели); - на резервуарах типа РВС, РВСП, РВСПА, ЖБР, ЖБРП – автоматические тепловые пожарные извещатели, реагирующие на определенное значение температуры; - в помещениях: ЗРУ, ЧРП, УПВД, компрессорной, кроссовых панелей – автоматические дымовые пожарные извещатели (допускается применять автоматические линейные дымовые пожарные извещатели). Автоматические многодиапазонные пожарные извещатели пламени должны обеспечивать регистрацию тестовых очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ Р 53325, быть устойчивыми к воздействию вибрации, электромагнитных помех, прямого и отражённого солнечного света, отражённых бликов электросварки и работать по интерфейсу RS-485 открытым протоколом. 6.5.2.2 Для обнаружения пожара каждая защищаемая зона в помещении и на открытых площадках, контролируемых МПСА ПТ, должна контролироваться не менее чем двумя автоматическими пожарными извещателями, включенными в два независимых 135 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » шлейфа. Схема подключения автоматических пожарных извещателей и шлейфов должна обеспечивать однозначное определение числа сработавших пожарных извещателей. При подключении точечных автоматических пожарных извещателей с дискретным выходом в шлейфы контрольным кабелем, количество точечных автоматических пожарных извещателей в одном шлейфе должно быть ограничено тремя. Информационное подключение каждого шлейфа автоматических многодиапазонных пожарных извещателей пламени выполняется отдельным интерфейсным кабелем к шкафам УСО МПСА ПТ без дополнительных преобразователей и разветвителей интерфейсов – каждый шлейф к отдельному порту модуля ПЛК по открытому протоколу Modbus RTU. Информационное подключение каждого шлейфа автоматических дымовых пожарных извещателей выполняется отдельным интерфейсным кабелем к шкафам УСО МПСА ПТ – каждый шлейф к отдельному порту модуля ПЛК по открытому протоколу Modbus RTU. Для подключения шлейфов автоматических дымовых пожарных извещателей допускается применение вторичных приёмно-контрольных приборов в качестве преобразователей интерфейса. При этом отказ одного приёмно-контрольного прибора не должен приводить к потере контроля над какой-либо зоной. Допускается подключение точечных автоматических дымовых пожарных извещателей в шлейфы контрольным кабелем. Питание шлейфов автоматических пожарных извещателей выполняется от резервируемого источника питания. Не допускается совмещать в одном кабеле цепи питания различных шлейфов автоматических пожарных извещателей. П р и м е ч а н и е – Границей защищаемой открытой технологической площадки является бортик ограждения по контуру технологической площадки, высотой не менее 0,15 м. 6.5.2.3 На резервуарах типа РВСПК, ЖБРПК пожарные извещатели пламени должны устанавливаться по верхней образующей стенки резервуара в соответствии с их техническими характеристиками, на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру. При этом на каждом резервуаре должны быть организованы два независимых цифровых шлейфа пожарных извещателей пламени, с равномерным последовательным чередованием на резервуаре извещателей из разных шлейфов. Формирование защиты «Пожар» в МПСА ПТ должно осуществляться при срабатывании любых двух (и более) пожарных извещателей пламени без учета их принадлежности к шлейфам. 6.5.2.4 На резервуарах типа РВС, РВСП, РВСПА, ЖБР, ЖБРП тепловые пожарные извещатели должны устанавливаться на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру в крыше резервуара и на расстоянии не более 3 м от его стенки (чувствительный 136 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » элемент извещателя при этом должен находиться под крышей резервуара). При этом на каждом резервуаре должны быть организованы не менее двух независимых шлейфов тепловых пожарных извещателей, с равномерным последовательным чередованием на резервуаре извещателей из разных шлейфов. Формирование защиты «Пожар» в МПСА ПТ должно осуществляться при срабатывании любых двух (и более) пожарных извещателей без учёта их принадлежности к шлейфам. Температура срабатывания теплового пожарного извещателя должна составлять 90 о С. 6.5.2.5 В закрытых помещениях пожарные извещатели пламени устанавливаются с учетом угла обзора пожарного извещателя и максимальной дальности обнаружения пламени, указанной в технической документации извещателя пламени. 6.5.2.6 Все пожарные извещатели должны быть надежно закреплены и защищены от механических воздействий, быть устойчивы к воздействию электромагнитных помех со степенью жесткости не ниже второй по ГОСТ Р 53325. Пожарные извещатели, устанавливаемые вне помещений, должны иметь конструктивное исполнение не хуже IP65 по ГОСТ 14254. 6.5.2.7 Прием информации и обработка сигналов от автоматических пожарных извещателей, УДП защищаемых помещений, сооружений должны производиться программируемыми логическими контроллерами. Схема включения пожарных извещателей (автоматических и ручных) должна быть такова, чтобы при обрыве или замыкании цепи, или выходе извещателя из строя автоматизированная система воспринимала данную ситуацию как неисправность извещателя (шлейфа). 6.5.2.8 Формирование защиты «Пожар» в МПСА ПТ должно осуществляться: - при срабатывании двух и более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, сооружения. Кроме того, для защищаемого помещения, оснащаемого двумя линейными пожарными извещателями, формирование защиты «Пожар» дополнительно должно осуществляться при срабатывании одного автоматического пожарного извещателя защищаемого помещения и неисправности другого автоматического пожарного извещателя защищаемого помещения; - при срабатывании минимум одного УДП защищаемого помещения, сооружения; - по команде с АРМ МПСА ПТ. 137 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Формирование сигнала «Внимание» в МПСА ПТ должно осуществляться при срабатывании одного автоматического пожарного извещателя защищаемого помещения, сооружения. 6.5.2.9 Для обеспечения возможности автоматизированного пуска защиты по пожару (в том числе процесса пожаротушения) защищаемых помещений, сооружений, указанных в 6.5.1.11, а также насоса водотушения из зданий, оборудованных внутренними пожарными кранами, должны применяться УДП. УДП помещений, сооружений, указанных в 6.5.1.11, устанавливаются на высоте (1,5 ± 0,1) м от уровня земли (пола помещения) до органа управления (рычага, кнопки и т.п.), и на расстоянии не менее 0,75 м от других органов управления и предметов, препятствующих свободному доступу: - вне защищаемого помещения вблизи эвакуационных выходов на расстоянии не менее 6 м от помещения (для помещений МНСЗ, ПНСЗ на общей конструкции с кнопкой «Стоп МНС», «Стоп ПНС»); П р и м е ч а н и е – Ограничение «не менее 6 м от помещения» применяется только для эвакуационных выходов из защищаемого помещения наружу (на улицу). - в доступных и безопасных местах на расстоянии не менее 10 м от насосных агрегатов МНСО и ПНСО (но за пределами обвалования площадок насосных агрегатов МНСО и ПНСО) на общей конструкции с кнопкой «Стоп МНС», «Стоп ПНС»; - в доступных и безопасных местах на расстоянии не более 80 м друг от друга, но не менее двух пусковых устройств на каждую сливо-наливную автомобильную эстакаду с расположением в противоположных концах эстакады; - в доступных и безопасных местах непосредственно у каждой из зон тушения с обеих сторон железнодорожной эстакады; - в доступных и безопасных местах на причале в количестве не менее двух пусковых устройств на каждую из защищаемых зон. УДП насоса водотушения должны устанавливаться на высоте (1,5 ± 0,1) м от уровня земли (пола помещения) до органа управления (рычага, кнопки и т.п.), рядом с внутренним пожарным краном. УДП насоса водотушения должны объединяться в шлейф в пределах одного здания и подключаться к ближайшему УСО МПСА ПТ. УДП для помещения кроссовых панелей устанавливаются вне защищаемого помещения кроссовых панелей вблизи эвакуационных выходов. В случае, если в качестве УДП не применяется ИПР с активацией по 2-м действиям, такие УДП должны быть защищены кожухом, предотвращающим от случайного приведения 138 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » в действие, но обеспечивающим беспрепятственный доступ для приведения в действие. При необходимости (в зависимости от места установки и конструктивного исполнения УДП) может предусматриваться защитный кожух, либо козырёк для защиты УДП от механических повреждений. 6.5.2.10 УДП должны иметь указательные знаки, соответствующие требованиям ГОСТ 12.4.026. УДП, указанные в 6.5.2.9, должны иметь дополнительную информационную табличку «Пуск системы пожаротушения…» для помещений, сооружений, оборудованных пожаротушением, или информационную табличку «Пожар…» для помещений, сооружений, не оборудованных пожаротушением, с указанием названия защищаемого помещения, сооружения. УДП насоса водотушения должны иметь дополнительную информационную табличку «Пуск насоса водотушения». Освещенность в месте установки УДП должна быть не менее 50 лк. 6.5.2.11 ИПР, предназначенные для ручного включения сигнала пожарной тревоги, расположенные в РП, а также у помещений, сооружений, не перечисленных в 6.5.1.11, устанавливаются в соответствии с требованиями СП 484.1311500.2020 и включаются в систему пожарной сигнализации, отдельную от МПСА ПТ. 6.5.3 Требования к работе МПСА ПТ 6.5.3.1 МПСА ПТ должны обеспечивать: - автоматическое обнаружение пожара в помещениях, сооружениях, указанных в 6.5.1.11, 6.5.1.12; - автоматическое включение визуальной и звуковой сигнализации на АРМ МПСА ПТ при обнаружении пожара в помещениях, сооружениях, указанных в 6.5.1.11, 6.5.1.12; - автоматическое включение визуальной и звуковой сигнализации на АРМ МПСА ПТ при обнаружении следующего пожара в помещениях, сооружениях, указанных в 6.5.1.11, 6.5.1.12; - дистанционное (автоматическое, автоматизированное, ручное) включение световой и звуковой сигнализации в защищаемых помещениях, сооружениях; - дистанционное (автоматическое, автоматизированное, ручное) и местное (ручное) управление насосами установки пожаротушения и установки водяного охлаждения резервуаров; - дистанционное (автоматическое, автоматизированное) управление исполнительными механизмами установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей; 139 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - автоматическое включение резервного насоса в случае отказа в работе основного насоса или невыхода его на режим (давление на выходе насоса ниже установленного рабочего давления) в течение установленного времени; - дистанционное (автоматическое, автоматизированное, ручное) и местное (ручное) управление запорной арматурой с электроприводом на линиях подачи воды и раствора пенообразователя; - автоматическое включение резервного бака-дозатора при не открытии задвижки до или после одного из основных баков-дозаторов при пожаре (при наличии резервного бакадозатора); - автоматическое включение резервного бака-дозатора при получении сигнала «бак пуст» от одного из основных баков-дозаторов во время пенной атаки (при наличии резервного бака-дозатора); - отключение по команде оператора режима автоматического пожаротушения для каждого защищаемого помещения, сооружения; - автоматическое отключение режима автоматического пожаротушения для каждого защищаемого помещения, сооружения при маскировании защиты по пожару защищаемого помещения, сооружения; - отключение по команде оператора режима автоматического охлаждения для каждого защищаемого резервуара; - автоматическое отключение режима автоматического охлаждения для каждого защищаемого резервуара при маскировании защиты по пожару защищаемого резервуара; - отключение и восстановление режима автоматического газового пожаротушения с АРМ оператора для каждого защищаемого помещения кроссовых панелей (восстановление производится при условии включения режима автоматического газового пожаротушения с кнопочного поста, расположенного у входа в защищаемое помещение); - отключение режима автоматического газового пожаротушения для каждого защищаемого помещения кроссовых панелей с кнопочного поста, расположенного у входа в защищаемое помещение (восстановление режима автоматического газового пожаротушения производится последовательным включением данного режима с кнопочного поста, а затем с АРМ оператора); - автоматическое отключение режима автоматического газового пожаротушения для каждого защищаемого помещения кроссовых панелей при открытии окна (если 140 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » предусмотрены открываемые окна) или двери в защищаемое помещение кроссовых панелей (с последующим автоматическим включением при закрытии двери и всех окон); - автоматическое отключение режима автоматического газового пожаротушения для каждого защищаемого помещения кроссовых панелей при маскировании защиты по пожару защищаемого помещения кроссовых панелей; - запрет (отмену) дистанционного (автоматического, автоматизированного) пуска установки газового пожаротушения для каждого защищаемого помещения кроссовых панелей при наличии соответствующего сигнала с кнопочного поста, установленного в защищаемом помещении; - автоматический контроль шлейфов пожарных извещателей (за исключением цифровых шлейфов) на обрыв и короткое замыкание; - автоматический контроль магнито-контактных извещателей состояния дверей и окон (если предусмотрены открываемые окна) защищаемого помещения кроссовых панелей на обрыв и короткое замыкание; - измерение давления в напорном коллекторе подачи раствора пенообразователя; - сигнализацию давления ниже допустимого и выше допустимого в напорном коллекторе подачи раствора пенообразователя; - сигнализацию давления ниже допустимого и выше допустимого на входе баков дозаторов; - измерение давления в напорном коллекторе противопожарного водопровода; - сигнализацию давления ниже допустимого и выше допустимого в напорном коллекторе противопожарного водопровода; - контроль выхода огнетушащего вещества в установке газового пожаротушения помещения кроссовых панелей; - контроль давления огнетушащего вещества в баллонах установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей; - измерение давления в мембранной расширительной ёмкости для поддержания давления в сети заполненных растворопроводов установки пенотушения (при её наличии); - сигнализацию давления ниже допустимого и выше допустимого в мембранной расширительной ёмкости для поддержания давления в сети заполненных растворопроводов установки пенотушения (при её наличии); - автоматическое закрытие электромагнитных клапанов мембранных расширительных емкостей (при их наличии) при включении основных насосов; 141 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения открытие электромагнитных клапанов мембранных До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - автоматическое расширительных емкостей после остановки работы установки пенного пожаротушения; - индикацию положения запорной арматуры с электроприводом; - измерение уровня и расчёт объёма в каждом резервуаре противопожарного запаса воды; - сигнализацию достижения уровней (минимальный уровень, уровень пополнения и верхний допустимый) в резервуарах противопожарного запаса воды; П р и м е ч а н и е – Верхний допустимый уровень – максимальный уровень в резервуаре, по которому автоматически прекращается пополнение. Уровень пополнения – уровень в резервуаре ниже верхнего допустимого на 5% от его величины, по которому автоматически начинается пополнение. Минимальный уровень в резервуаре, при котором исключается попадание воздуха в насос (определяется проектом). - автоматическое пополнение резервуаров противопожарного запаса воды при падении уровня ниже уровня пополнения (допускается выполнять средствами МПСА площадочного объекта МТ); - сигнализацию «бак полон», «аварийный запас», «бак пуст» для каждого бака- дозатора пенообразователя (при передаче соответствующей сигнализации от бака дозатора); - индикацию объема вытесненного пенообразователя из бака-дозатора для каждого бака-дозатора (при передаче соответствующей информации от бака дозатора); - автоматическое отключение насосных агрегатов и блокировку их включения при получении сигнала «бак пуст» от всех баков-дозаторов пенообразователя, подключенных к работающему насосу в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения; П р и м е ч а н и е При наличии на объекте емкостей запаса пенораствора вместо баков-дозаторов, отключение и блокировку включения насосов пожаротушения необходимо выполнять при получении сигнала «минимальный уровень» (ниже которого происходит попадание воздуха в насос) от всех емкостей запаса пенораствора (по схеме «И»). - автоматическое закрытие электроприводных задвижек каждого бака-дозатора пенообразователя при получении от него сигнала «бак пуст»; - ручное (дистанционное и местное) управление насосами для перемешивания рабочего раствора пенообразователя (при наличии); - ручное (дистанционное и местное) управление насосами водотушения; - автоматическое включение резервного насоса водотушения в случае отказа в работе основного насоса или невыхода его на режим (давление на выходе насоса ниже установленного рабочего давления) в течение установленного времени; - автоматическое отключение и блокировку включения насосов для перемешивания рабочего раствора пенообразователя (при наличии) при включении основных насосов; 142 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - автоматический контроль электрических цепей управления насосных агрегатов, запорной арматуры с электроприводом на обрыв; - автоматический пуск и отключение дренажного насоса (при наличии); - автоматический контроль исправности световой и звуковой сигнализации (в том числе линий) на каждом защищаемом помещении, сооружении (допускается реализация по вызову при невозможности реализации автоматического контроля из-за конструктивных особенностей приборов световой или звуковой сигнализации); - снятие (квитирование) звуковой сигнализации в операторной площадочного объекта, в МДП; - измерение температуры воздуха на уровне пола (не выше 250 мм от уровня пола) в насосной станции пожаротушения, пунктах хранения и дозирования пенообразователя, помещениях при резервуарах противопожарного запаса воды, помещениях для запорной арматуры с электроприводом, температуры жидкости в резервуарах противопожарного запаса воды; П р и м е ч а н и е – При понижении температуры ниже 5 °С, на АРМ МПСА ПТ должна выдаваться световая и звуковая сигнализация. В колодцах с установленными в них задвижками подачи раствора пенообразователя или воды автоматический контроль температуры воздуха и сигнализацию в них понижения температуры воздуха ниже 5 °С не выполнять. - измерение температуры воды в наиболее удалённой от насосной пожаротушения точке кольцевого водопровода; - сигнализацию минимального значения температуры воды 5 °С в наиболее удалённой от насосной пожаротушения точке кольцевого (тупикового) водопровода; - измерение температуры раствора пенообразователя в наиболее удалённой от насосной пожаротушения точке кольцевого растворопровода; - сигнализацию минимального значения температуры раствора пенообразователя 5 °С и максимального значения температуры 30 °С в наиболее удалённой от насосной пожаротушения точке кольцевого растворопровода; П р и м е ч а н и е – Проектные решения на установку пожаротушения должны обеспечивать поддержание температуры раствора пенообразователя в диапазоне от 5 °С до 20 °С на всем протяжении растворопровода в отапливаемый период. - определение готовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара (по каждому помещению, сооружению отдельно); - определение готовности МПСА ПТ к автоматическому пуску водяного охлаждения резервуаров (по каждому резервуару); - определение готовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара помещения кроссовых панелей (по каждому помещению); 143 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - индикацию готовности и сигнализацию неготовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара (по каждому помещению, сооружению отдельно) на АРМ оператора; - индикацию готовности и сигнализацию неготовности МПСА ПТ к автоматическому пуску водяного охлаждения резервуаров (по каждому резервуару) на АРМ оператора; - индикацию готовности и сигнализацию неготовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара помещения кроссовых панелей (по каждому помещению) на АРМ оператора; - контроль наличия связи с локальными устройствами и измерительными преобразователями МПСА ПТ. 6.5.3.2 Выбор временных уставок, технических характеристик оборудования должен обеспечивать инерционность установки пенного тушения пожара и охлаждения резервуаров не более 180 с. П р и м е ч а н и е – Алгоритм пожаротушения должен предусматривать временную уставку, обеспечивающую задержку подачи раствора пенообразователя не менее 30 с для обеспечения необходимых технологических отключений. Пуск огнетушащего вещества в защищаемые помещения кроссовых панелей должен осуществляться с задержкой на время, необходимое для эвакуации людей из помещения, но не менее 10 с с момента включения в защищаемом помещении устройств оповещения об эвакуации. Примечания 1. Задержка подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение кроссовых панелей (для эвакуации персонала) реализуется посредством соответствующего таймера. 2. Открытие двери в защищаемое помещение кроссовых панелей при сформированной защите «Пожар в помещении кроссовых панелей» приостанавливает таймер задержки подачи огнетушащего вещества на время открытия двери. 3. При сформированной защите «Пожар в помещении кроссовых панелей» и нажатом механизме кнопочного поста, установленного в защищаемом помещении, запрещающего (отменяющего) дистанционный (автоматический, автоматизированный) пуск установки газового пожаротушения, команда на открытие запорного устройства установки газового пожаротушения не выдаётся (с индикацией информации на АРМ оператора), таймер задержки подачи огнетушащего вещества сбрасывается. Последующее восстановление исходного состояния механизма вышеуказанного кнопочного поста, перезапускает таймер задержки подачи огнетушащего вещества. 6.5.3.3 МПСА ПТ при обнаружении пожара в защищаемом помещении, сооружении должна обеспечивать: - автоматическое выполнение алгоритма пожаротушения для данного помещения, сооружения (при условии включения режима автоматического пожаротушения для защищаемого помещения, сооружения) с пуском необходимого количества пожарных насосов и открытием соответствующих пожарных задвижек, с автоматическим отключением 144 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » и блокировкой включения насосов для перемешивания рабочего раствора пенообразователя (при наличии); - автоматическое выполнение алгоритма пожаротушения для помещения кроссовых панелей (при условии включения режима автоматического пожаротушения для защищаемого помещения) с подачей огнетушащих веществ в защищаемое помещение кроссовых панелей; - автоматическое включение световой и звуковой сигнализации в защищаемом помещении, сооружении; - автоматическое включение визуальной и звуковой сигнализации на АРМ оператора; - автоматическую передачу сигнала о пожаре в защищаемом помещении, сооружении в систему пожарной сигнализации площадочного объекта МТ; - автоматическую передачу сигнала о пожаре в защищаемом помещении, сооружении в МПСА площадочного объекта МТ; П р и м е ч а н и е – В МПСА СИКН от МПСА ПТ допускается передавать групповые сигналы о пожаре в защищаемых помещениях, сооружениях площадочного объекта МТ, требующие группового управления исполнительными механизмами СИКН (например, закрытия задвижек на входе и выходе СИКН, отключения насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН и т.п.). - для вертикальных стальных резервуаров объемом 3000 м3 и более автоматическое водяное охлаждение горящего резервуара и соседних с ним в группе по полупериметру или четверти длины стенки в зависимости от расположения резервуаров в группе (при условии включения режима автоматического охлаждения для соответствующего резервуара); П р и м е ч а н и е – Алгоритм автоматического открытия задвижек водяного охлаждения горящего резервуара и соседних с ним в группе по полупериметру или четверти длины стенки определяется в процессе проектирования в зависимости от взаиморасположения резервуаров в группе. В случае, если водяное охлаждение соседних резервуаров в группе с горящим резервуаром не предусмотрено технологической частью проектной документации, автоматическое водяное охлаждение соседних резервуаров в группе с горящим резервуаром не предусматривается. - автоматическое формирование диалогового сообщения оператору по каждому защищаемому сооружению отдельно с запросом на остановку пожаротушения за 3 минуты до окончания пенной атаки (длительность пенной атаки 10 мин); П р и м е ч а н и е – Отсчёт времени пенной атаки должен начинаться при условии включения всех необходимых по алгоритму насосов пенотушения и открытия всех задвижек по направлению. При проведении ПНР МПСА ПТ должна быть проведена проверка длительности пенной атаки и при необходимости откорректированы временные уставки системы с целью безусловного обеспечения нормативной длительности атаки с учётом реальной инерционности. - автоматическую остановку пенной атаки и перевод установки пенного пожаротушения в первоначальное состояние в случае подтверждения оператором необходимости остановки пенной атаки; П р и м е ч а н и е – В случае неподтверждения оператором необходимости остановки пенной атаки (отрицательный ответ или отсутствие ответа) по окончании заданного времени завершения алгоритма пенотушения не происходит, таймер пенной атаки должен перезапускаться. У оператора должна быть 145 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » предусмотрена возможность прекращения пенной атаки в любой момент подачей команды «стоп пенотушения» с АРМ МПСА ПТ. - повторный (второй, третий и последующие) дистанционный пуск установки пенного тушения пожаров по команде оператора на время пенной атаки с последующим переводом установки в первоначальное состояние; П р и м е ч а н и е – У оператора должна быть предусмотрена возможность начала пенной атаки в любой момент подачей соответствующей команды «пуск пенотушения» с АРМ МПСА ПТ. - автоматическое формирование (через 240 минут от момента включения насосов водяного охлаждения резервуаров) диалогового сообщения оператору по каждому защищаемому резервуару отдельно с запросом на остановку водяного охлаждения резервуаров; - автоматическую остановку водяного охлаждения резервуаров и перевод установки водяного охлаждения резервуаров в первоначальное состояние в случае подтверждения оператором необходимости остановки; П р и м е ч а н и е – В случае неподтверждения оператором необходимости остановки водяного охлаждения резервуаров (отрицательный ответ или отсутствие ответа) по окончании заданного времени завершения алгоритма водоохлаждения резервуаров не происходит, таймер работы алгоритма водоохлаждения резервуаров должен перезапускаться. У оператора должна быть предусмотрена возможность прекращения работы алгоритма водоохлаждения резервуаров в любой момент подачей команды «стоп водоохлаждения» с АРМ МПСА ПТ. - автоматическое выполнение вышеперечисленных действий при обнаружении следующего пожара. П р и м е ч а н и е – В случае, если технологической частью проекта на установку автоматического пожаротушения предусматривается тушение одного пожара, автоматическое выполнение алгоритма в части пенотушения и водяного охлаждения для следующего пожара блокируется. У оператора должна быть предусмотрена возможность прекращения работы данной блокировки в любой момент во всех остальных защищаемых помещениях, сооружениях. 6.5.3.4 Готовность МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара формируется отдельно для каждого защищаемого помещения, сооружения при условии: - исправности необходимого для данного защищаемого помещения, сооружения количества пожарных насосов в режиме управления «основной» (отсутствие насоса в режиме управления «резервный» не является условием формирования сигнала неготовности). Авария пожарного насоса является условием блокирования автоматических команд пуска данного пожарного насоса (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов пенотушения при пожаре); - исправности задвижек на общей линии растворопровода (если такие задвижки имеются в установке). Авария задвижки является условием блокирования автоматических команд управления данной пожарной задвижкой (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов пенотушения при пожаре); 146 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения режима «имитация» у приводов задвижек на общей линии До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - отсутствия растворопровода (если такие задвижки имеются в установке). Наличие режима «имитация» у приводов задвижек на общей линии растворопровода (если такие задвижки имеются в установке) не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - исправности пенообразователя, задвижек на требующихся для необходимом работы насоса количестве (насосов) баков-дозаторов в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения. Авария задвижки является условием блокирования автоматических команд управления данной пожарной задвижкой (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов пенотушения при пожаре); - отсутствия режима «имитация» у приводов задвижек на необходимом количестве баков-дозаторов пенообразователя, требующихся для работы насоса (насосов) в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения. Наличие режима «имитация» у приводов задвижек на необходимом количестве баков-дозаторов пенообразователя, требующихся для работы насоса (насосов) в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - наличия сигналов «бак полон» или «аварийный запас» от необходимого количества баков-дозаторов пенообразователя, требующихся для работы насоса (насосов) в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения. Отсутствие сигналов «бак полон» или «аварийный пенообразователя, запас» требующихся для от необходимого работы насоса количества (насосов) в баков-дозаторов соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - наличия режимов «основной» и «резервный» у необходимого количества баков- дозаторов пенообразователя, требующихся для работы насоса (насосов) в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения. Отсутствие режимов «основной» и «резервный» у необходимого количества баков-дозаторов пенообразователя, требующихся для работы насоса (насосов) в соответствии с предусмотренным алгоритмом пожаротушения не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - отсутствия сигнализации достижения минимального уровня во всех резервуарах противопожарного запаса воды. Наличие сигнализации достижения минимального уровня в любом резервуаре противопожарного запаса воды не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; 147 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - исправности задвижек на растворопроводе защищаемого помещения, сооружения. Авария задвижки является условием блокирования автоматических команд управления данной пожарной задвижкой (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов пенотушения при пожаре); - отсутствия режима «имитация» у приводов задвижек на растворопроводе защищаемого помещения, сооружения. Наличие режима «имитация» у приводов задвижек на растворопроводе защищаемого помещения, сооружения не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - исправности цепей управления ЗПУ. Неисправность цепей управления ЗПУ является условием блокирования автоматических команд открытия данного ЗПУ (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов газового пожаротушения); - исправности в защищаемом помещении, сооружении необходимого для автоматической идентификации пожара количества исправных автоматических пожарных извещателей для любой зоны направления. Отсутствие исправности в защищаемом помещении, сооружении необходимого для автоматической идентификации пожара количества автоматических исправных пожарных извещателей для любой зоны направления не является условием блокирования алгоритмов пенотушения при пожаре; - включения режима автоматического пожаротушения для защищаемого помещения, сооружения. Отключение режима автоматического пожаротушения является условием блокирования всех автоматических команд управления оборудованием установки пожаротушения по защищаемому помещению, сооружению при пожаре (за исключением работы табло, звуковых оповещателей и установки водяного охлаждения резервуаров). В случае отключения режима автоматического пожаротушения в защищаемом помещении должна включаться сигнализация «Автоматическое пожаротушение отключено». Возможность дистанционного (автоматизированного или ручного), местного (ручного) запуска установки пожаротушения (за исключением запуска от УДП) при этом должна сохраняться; Примечания 1. Для установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей ручное (дистанционное и местное) управление ЗПУ не предусматривается. 2. В случае отключения режима автоматического пожаротушения для защищаемого помещения, сооружения с АРМ (без назначения режима «Ремонт» и без маскирования защиты по пожару) работа пожарных оповещателей должна сохраняться. - отсутствия запрета (отмены) подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение кроссовых панелей. Запрет (отмена) подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение является условием блокирования всех команд управления 148 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » оборудованием установки газового пожаротушения защищаемого помещения кроссовых панелей за исключением работы световых и звуковых оповещателей; - отсутствия маскирования защиты по пожару защищаемого помещения, сооружения. Маскирование защиты по пожару является условием блокирования всех автоматических команд управления оборудованием установки пожаротушения, установки водяного охлаждения резервуаров, установки газового пожаротушения и технологическим оборудованием площадочного объекта МТ по защищаемому помещению, сооружению при пожаре; - отсутствия сигнала «Минимальное давление огнетушащего вещества» в каждом из баллонов установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей. Наличие сигнала «Минимальное давление огнетушащего вещества» в каком-либо из баллонов установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей не является условием блокирования алгоритмов газового тушения при пожаре. 6.5.3.5 Готовность МПСА ПТ к автоматическому пуску водяного охлаждения резервуаров формируется отдельно для каждого защищаемого резервуара при условии: - исправности необходимого для данного резервуара количества насосов водяного охлаждения в режиме управления «основной» (отсутствие насоса в режиме управления «резервный» не является условием формирования сигнала неготовности). Авария насоса водяного охлаждения является условием блокирования автоматических команд пуска данного насоса (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов водяного охлаждения при пожаре); - исправности задвижек на общей линии подачи воды для охлаждения (если такие задвижки имеются в установке). Авария задвижки является условием блокирования автоматических команд управления данной задвижкой (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов водяного охлаждения при пожаре); - отсутствия режима «имитация» у приводов задвижек на общей линии подачи воды для охлаждения (если такие задвижки имеются в установке). Наличие режима «имитация» у приводов задвижек на общей линии подачи воды для охлаждения (если такие задвижки имеются в установке) не является условием блокирования алгоритмов водяного охлаждения при пожаре; - исправности задвижек на линии подачи воды для охлаждения защищаемого резервуара. Авария задвижки является условием блокирования автоматических команд 149 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » управления данной задвижкой (не является условием блокирования остальных команд алгоритмов водяного охлаждения при пожаре); - отсутствия режима «имитация» у приводов задвижек на линии подачи воды для охлаждения защищаемого резервуара. Наличие режима «имитация» у приводов задвижек на линии подачи воды для охлаждения защищаемого резервуара не является условием блокирования алгоритмов водяного охлаждения при пожаре; - включения режима автоматического водяного охлаждения для защищаемого резервуара. Отключение режима автоматического водяного охлаждения резервуара является условием блокирования всех автоматических команд управления оборудованием установки водяного охлаждения резервуаров по защищаемому резервуару при пожаре в РП. Возможность дистанционного (автоматизированного или ручного), местного (ручного) запуска установки водяного охлаждения при этом должна сохраняться; - отсутствия маскирования защиты по пожару защищаемого резервуара. Маскирование защиты по пожару защищаемого резервуара является условием блокирования всех автоматических команд управления оборудованием установки пожаротушения, установки водяного охлаждения резервуаров и технологическим оборудованием площадочного объекта МТ по защищаемому резервуару при пожаре. Отсутствие готовности МПСА ПТ к автоматическому пуску алгоритма водяного охлаждения резервуара не является условием блокирования автоматического пуска алгоритмов пенного тушения данного резервуара при пожаре. Отсутствие готовности МПСА ПТ к автоматическому пуску алгоритма пенного тушения резервуара не является условием блокирования автоматического пуска алгоритмов водяного охлаждения данного резервуара при пожаре в РП. 6.5.3.6 При наличии готовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара по условиям 6.5.3.4, на АРМ оператора должна формироваться индикация по каждому защищаемому помещению, сооружению, имеющая зеленый фон. В случае неготовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара по условиям 6.5.3.4, на АРМ оператора должна формироваться: - индикация по каждому защищаемому помещению, сооружению, имеющая жёлтый фон; - расшифровка причины неготовности системы; - звуковая сигнализация, повторяемая после квитирования с периодом 15 минут до момента получения готовности по защищаемому помещению, сооружению. 150 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » При наличии готовности МПСА ПТ к автоматическому пуску алгоритма водяного охлаждения резервуара по условиям 6.5.3.5, на АРМ оператора должна формироваться индикация по каждому защищаемому резервуару, имеющая зеленый фон. В случае неготовности МПСА ПТ к автоматическому пуску алгоритма водяного охлаждения резервуара по условиям 6.5.3.5, на АРМ оператора должна формироваться: - индикация по каждому защищаемому резервуару, имеющая жёлтый фон; - расшифровка причины неготовности системы; - звуковая сигнализация, повторяемая после квитирования с периодом 15 минут до момента получения готовности по защищаемому резервуару. Звуковая сигнализация о неготовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара или автоматическому пуску водяного охлаждения резервуара должна дублироваться звуковой сигнализацией в операторной, включаемой по команде центрального контроллера МПСА ПТ. Визуальная сигнализация на АРМ оператора остается активной на все время отсутствия готовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара или автоматическому пуску водяного охлаждения резервуара. После успешного запуска алгоритма пожаротушения или алгоритма водяного охлаждения резервуара, параметры готовности МПСА ПТ, изложенные в 6.5.3.4, 6.5.3.5 по данному помещению, сооружению не проверяются. Для обеспечения возможности проведения длительных ремонтных работ на существующем технологическом оборудовании защищаемого помещения, сооружения, в МПСА ПТ должен быть предусмотрен режим «ремонт» для каждого защищаемого помещения, сооружения (резервуар, помещение МНС и т.п.). Установка и снятие режима «ремонт» должны быть доступны пользователю с уровнем доступа «Инженер». Включение режима «ремонт» для защищаемого помещения, сооружения отменяет проверку готовности МПСА ПТ к автоматическому обнаружению и тушению пожара в данном помещении, сооружении по условиям 6.5.3.4, а также отменяет проверку готовности МПСА ПТ к автоматическому пуску алгоритма водяного охлаждения данного резервуара по условиям 6.5.3.5, но не является условием снятия готовности МПСА ПТ к тушению пожара в других защищаемых помещениях, сооружениях или к автоматическому пуску водяного охлаждения других резервуаров. В этом режиме МПСА ПТ должна игнорировать все сигналы от автоматических пожарных извещателей и УДП, поступающие с данного помещения, сооружения. Возможность дистанционного (автоматизированного с АРМ 151 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » оператора и ручного с АРМ оператора), местного (ручного) запуска установки пожаротушения, установки водяного охлаждения при этом должна сохраняться. Сооружение, помещение, выведенное в режим «ремонт» должно отображаться на АРМ оператора коричневым цветом с надписью «Ремонт». 6.5.3.7 В помещении насосной станции пожаротушения необходимо предусматривать сигнализацию: - обнаружения пожара в помещениях, сооружениях, указанных в 6.5.1.11, 6.5.1.12, для которых предусмотрено автоматическое пожаротушение; - отключения автоматического пуска пожарных насосов, насосов-дозаторов (при наличии), дренажного насоса (при наличии); - неисправности электрических цепей управления запорной арматуры с электроприводом; - наличия напряжения на вводах электроснабжения оборудования, входящего в состав установки пожаротушения; - невыполнения команды на открытие запорной арматуры с электроприводом; - минимального уровня в резервуаре противопожарного запаса воды; - наличия сигнала «бак пуст» в баке-дозаторе пенообразователя (при наличии технической возможности); - аварийного уровня в дренажном приямке (при наличии). 6.5.3.8 В непосредственной близости у насосных агрегатов и запорной арматуры с электроприводом установки пожаротушения (кроме установки газового пожаротушения кроссовых панелей) необходимо предусматривать устройства (кнопки) местного управления. 6.5.4 Требования к световой и звуковой сигнализации МПСА ПТ 6.5.4.1 Для помещений, защищаемых установками автоматического пенного (газового) пожаротушения, должны предусматриваться звуковые и световые пожарные оповещатели МПСА ПТ: - световые сигналы оповещения в виде надписей на световых табло «Пена – уходи!» («Газ – уходи!» для установок газового пожаротушения кроссовых панелей) и звуковые сигналы оповещения внутри защищаемых помещений у каждого из эвакуационных выходов из защищаемых помещений; - световые сигналы оповещения в виде надписей на световых табло «Пена – не входить!» («Газ – не входить!» для установок газового пожаротушения кроссовых панелей) и 152 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » звуковые сигналы оповещения снаружи здания защищаемых помещений у каждого из эвакуационных выходов из защищаемых помещений; - световые табло с надписью «Автоматическое пожаротушение отключено», сигнализирующие об отключении автоматического пуска установки пожаротушения, снаружи защищаемых помещений у каждого из эвакуационных выходов из защищаемых помещений. 6.5.4.2 Для помещений, не защищаемых установками автоматического пенного (газового) пожаротушения, должны предусматриваться внутри и снаружи здания у каждого из эвакуационных выходов из защищаемых помещений световые сигналы оповещения МПСА ПТ в виде надписей на световых табло «Пожар!» и звуковые сигналы оповещения. 6.5.4.3 На территории открытых технологических площадок, перечисленных в 6.5.1.11, следует предусматривать звуковые пожарные оповещатели МПСА ПТ. Звуковые пожарные оповещатели должны устанавливаться по периметру площадки не более чем через 100 м. Звуковые пожарные оповещатели должны монтироваться на опоры, вышки, столбы и здания. 6.5.4.4 Пожарные оповещатели МПСА ПТ необходимо устанавливать на высоте не менее 2,3 м. Информационные надписи на световых пожарных оповещателях должны удовлетворять требованиям ГОСТ 12.4.026. Звуковые сигналы «Пожар» в помещениях и на территории технологических сооружений должны отличаться по тональности от звуковых сигналов другого назначения и обеспечивать общий уровень звука не менее 80 дБА на расстоянии 3 м от пожарного оповещателя, но не более 120 дБА. 6.5.4.5 Звуковые оповещатели не должны иметь регуляторов громкости и разъемных устройств, должны подключаться к шкафам УСО МПСА ПТ. 6.5.4.6 Продолжительность работы технических средств оповещения о пожаре – до деблокировки защиты «Пожар» в защищаемом помещении, сооружении. МПСА ПТ не должна допускать отключения табло и сирен в защищаемом помещении, сооружении во время пожара. 6.5.4.7 В операторной, в МДП, в помещении с постоянным присутствием персонала помимо оператора объекта МТ, на станции пожаротушения помимо оповещения о пожаре (в технологических помещениях и на территории открытых технологических площадок, указанных в 6.5.1.11, 6.5.1.12), предусматривается соответствующая индикация о работе 153 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения оборудования, участвующего в технологических процессах До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » технологического пожаротушения МТ. П р и м е ч а н и е – Под помещением с постоянным присутствием персонала помимо оператора объекта МТ подразумеваются помещения с постоянным присутствием персонала: пожарное депо или пожарный пост при их наличии на объекте МТ, или пост охраны. 6.5.5 Требования к взаимодействию МПСА ПТ с другими системами 6.5.5.1 При реконструкции или новом строительстве МПСА ПТ и отсутствии установки газового пожаротушения помещения кроссовых панелей, указанное помещение должно оснащаться установкой газового пожаротушения одновременно с внедрением МПСА ПТ с управлением от МПСА ПТ (без СЛА). На площадочных объектах МТ, где отсутствуют помещения кроссовых панелей (шкафы УСО расположены в операторной), защита «Пожар в помещении кроссовых панелей» не реализуется. 6.5.5.2 Передача селективных (адресных) и групповых сигналов «Пожар» от МПСА ПТ в каждую систему технологической автоматизации, предусматривающую реализацию автоматических защит по данным сигналам, должна быть организована параллельно по двум цифровым каналам связи. 6.5.5.3 Запуск алгоритмов защиты по пожару помещений, технологических сооружений в соответствии с таблицей Б.5 (приложение Б), производится МПСА площадочного объекта МТ при получении селективного или группового сигнала «Пожар» по любому каналу, указанному в 6.5.5.2. 6.5.5.4 На площадочном объекте МТ должны функционировать аппаратно независимые от МПСА ПТ система пожарной сигнализации и система оповещения и управления эвакуацией людей. СОУЭ площадочного объекта МТ должна получать сигналы «Пожар» от системы пожарной сигнализации площадочного объекта МТ, в том числе по помещениям, сооружениям, перечисленным в 6.5.1.11, 6.5.1.12, полученным системой пожарной сигнализации от МПСА ПТ. 6.5.5.5 Передача селективных (адресных) сигналов «Пожар» от МПСА ПТ в систему пожарной сигнализации должна быть организована с использованием дискретных сигналов ввода/вывода. 6.5.5.6 Должен быть организован приём сигнала «Пожар» из системы пожарной сигнализации в МПСА ПТ для осуществления включения средств звукового оповещения МПСА ПТ без реализации алгоритмов защиты по пожару по зданиям, не разделенным на пожарные отсеки противопожарными преградами, различные помещения которых защищаются системой пожарной сигнализации и МПСА ПТ. 154 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 6.5.5.7 Звуковые пожарные оповещатели, расположенные у помещений, сооружений, не перечисленных в 6.5.1.11, устанавливаются в соответствии с требованиями СП 3.13130.2009 и включаются в систему пожарной сигнализации площадочного объекта МТ, отдельную от МПСА ПТ. 6.5.5.8 Включение световых указателей мест установки соединительных головок для подключения передвижной пожарной техники, световых указателей «пожарный водоисточник», установленных у гребенок помещений с электроприводными задвижками, водяных резервуаров и насосных должно быть совмещено с освещением территории объекта МТ с автоматическим управлением включением/отключением освещения в зависимости от естественной освещенности территории объекта МТ и времени суток. 7 Телемеханизация технологических магистральных трубопроводов процессов 7.1 Общие положения по телемеханизации процессов магистральных трубопроводов технологических 7.1.1 Средства телемеханизации МТ предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МТ из РДП (ТДП). Для организации в МДП контроля текущего состояния технологического оборудования линейной части МТ (в зоне ответственности НПС) и контроля нормативных параметров, в МДП должно предусматриваться АРМ с соответствующими функциями. 7.1.2 Телемеханизация МТ должна обеспечивать: - управление технологическим оборудованием НПС, оборудованием линейной части МТ из РДП (ТДП); - регистрацию, архивирование и отображение на АРМ диспетчера информации о работе технологического оборудования МТ (НПС и линейной части); - предоставление выделенным группам пользователей (диспетчеру, энергодиспетчеру, инженеру АСУТП, специалисту подразделения безопасности) технологических данных с требуемой детализацией в соответствии с их производственной деятельностью. 7.1.3 Система телемеханизации должна выполнять разграничение потоков данных между оперативным персоналом по следующим группам оборудования: - линейные АПС вдольтрассовой ЛЭП, ЭХЗ, системы подогрева трубопровода, источники бесперебойного питания ПКУ – энергодиспетчеру (через ПТК АСТУЭ (АСМЭ) и АРМ энергодиспетчера); 155 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - состояния охранной сигнализации – в подразделение безопасности (через ПТК и АРМ СБ); - технологическое оборудование НПС и линейной части МТ – диспетчеру (через АРМ диспетчера). Для обеспечения единства управления, все команды управления (за исключением автоматических), предусмотренные системой телемеханизации в соответствии с разграничением потоков данных между оперативным персоналом, должны подаваться только с АРМ энергодиспетчера, АРМ СБ или АРМ диспетчера управляющего диспетчерского пункта. Запрещается реализация команд управления с любых других АРМ кроме вышеуказанных не зависимо от уровней доступа. 7.1.4 Период опроса оборудования нижнего уровня по цифровым каналам программно-аппаратными средствами среднего уровня системы телемеханизации не должен превышать 0,5 с. Время обработки сигналов в контроллере системы телемеханизации не должно превышать 0,5 с. Время передачи управляющего сигнала с клавиатуры, ручного манипулятора в сервер ввода/вывода системы телемеханизации не должно превышать 0,5 с. 7.1.5 Время поступления любого сообщения с телемеханизированных объектов МТ на уровень диспетчера РДП (ТДП) не должно превышать 2 с. Время передачи управляющей команды на любой телемеханизированный технологический объект не должно превышать 2 с. 7.1.6 Для решения задач телемеханизации МТ должны использоваться аппаратно- программные решения параллельного опроса оборудования СТМ, ЛТМ серверами ввода/вывода управляющего диспетчерского пункта. Средства телемеханизации должны работать одновременно по основному и резервному каналам связи в режиме нагруженного резерва. Средства телемеханизации должны поддерживать событийную модель передачи данных (по изменениям) по определенным (настраиваемым) группам параметров. 7.1.7 Для передачи данных в системах станционной и линейной телемеханики должен использоваться протокол передачи данных в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60870-5-101, ГОСТ Р МЭК 60870-5-104. В направлении контроля и в направлении управления на прикладном уровне должны использоваться только стандартные ASDU (блоки данных прикладного уровня), определенные вышеуказанными стандартами, с идентификаторами 156 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » типов в диапазоне от 1 до 127 (совместимый диапазон). Не допускается применение ASDU с идентификаторами типов из частного диапазона. 7.1.8 Управление технологическим оборудованием НПС по каналам системы телемеханизации реализуется в режиме управления НПС «дистанционный». В данном режиме диспетчеру РДП (ТДП) разрешается управление технологическим оборудованием НПС в объёме, предусмотренном системой телемеханизации, в том числе МНА, ПНА, находящимися в режиме управления «телемеханический». При назначении оператором режима управления НПС «местный», управление технологическим оборудованием НПС осуществляется от АРМ оператора. Данный режим не допускает управление из РДП (ТДП), кроме подачи команд телеуправления «Стоп НПС» («Стоп МНС», «Стоп ПНС»), «Стоп МНА», «Стоп ПНА» которые должны выполняться системой автоматизации НПС, независимо от текущего режима управления НПС (МНС, ПНС) (местное/дистанционное). При установке местного режима управления НПС, магистральные и подпорные насосные агрегаты, находящиеся в режиме управления «телемеханический», автоматически переводятся в режим управления «основной». 7.1.9 Средствами телемеханики должно быть обеспечено автоматическое однократное повторение команд телеуправления «Стоп НПС» («Стоп МНС», «Стоп ПНС»), «Стоп МНА», «Стоп ПНА» в случае не подтверждения их выполнения. 7.1.10 Оборудование системы телемеханизации управляющего диспетчерского пункта уровня РДП (ТДП) должно автоматически формировать сигнал «Технологический участок остановлен» и передавать его в системы автоматизации НПС с РП данного ТУ для разрешения автоматического закрытия секущих задвижек на входе НПС с РП по общестанционным защитам данных НПС, предусматривающим такое закрытие. Формирование сигнала «Технологический участок остановлен» должно производиться путём сложения сигналов «МНА остановлен» по логическому «И» всех МНА, всех ПНА (кроме ПНА в режиме внутрипарковой перекачки), всех НПС (с учётом направления работы МНА и ПНА при наличии вариантов), и сложения сигналов «НА остановлен» по логическому «И» всех НА всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки, находящихся перед (по потоку нефти/нефтепродукта) НПС с РП. При оснащении ТУ ЦСПА (САУ), разрешение на автоматическое закрытие секущих задвижек на входе НПС с РП данного ТУ формирует контроллер ЦСПА (САУ). Логика формирования разрешения контроллером ЦСПА (САУ) определяется при проектировании ЦСПА (САУ). 157 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения «Технологический участок остановлен» и его инверсия – сигнал До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Сигнал «Технологический участок в работе» должны использоваться системой автоматизации НПС, независимо от текущего режима управления НПС (МНС, ПНС) («местный»/«дистанционный»). 7.1.11 Для предотвращения подачи диспетчером ошибочных команд управления телемеханизированными объектами должен применяться механизм «диалоговых окон» на уровне ПО АРМ диспетчера. Подача команд (за исключением команд на изменение уставок и шкал, маскирование параметров готовности и защит, снятия с контроля входов защит и параметров, включение и отключение режимов имитации) с АРМ инженера запрещена и должна быть технически заблокирована. 7.1.12 Для ЛТМ в качестве защиты от ошибочного управления АПС вдольтрассовой ЛЭП в результате неисправности в выходном канале ШТМ или повреждения кабеля управления в обязательном порядке должен применяться механизм «подачи двойной команды телеуправления»: - выдачу команды «АПС подготовить к телеуправлению»; - получение ответа от ЛТМ «АПС готов к телеуправлению»; - выдачу команды управления. Алгоритм подачи двойной команды телеуправления реализуется в серверах ввода/вывода системы телемеханизации на управляющих диспетчерских пунктах (РДП (ТДП)) и в контроллерах линейных КП. После генерирования команды телеуправления автоматизированным рабочим местом энергодиспетчера и доставки её в сервер ввода/вывода системы телемеханизации, сервер ввода/вывода системы телемеханизации формирует и отправляет на линейный КП первую команду телеуправления «АПС подготовить к телеуправлению», при этом запускается контрольный таймер на получение ответа от линейного КП (время работы таймера 60 с). Получив первую команду телеуправления, контроллер линейного КП подаёт команду на включение схемы подготовки к телеуправлению. После сбора схемы подготовки к телеуправлению, по факту сбора схемы контроллер линейного КП отправляет квитанцию о получении первой команды в сервер ввода/вывода системы телемеханизации управляющего диспетчерского пункта «АПС готов к телеуправлению». Наличие аппаратной схемы подготовки к телеуправлению обязательно. Схема подготовки к телеуправлению собирается на ограниченное время - 60 с. По истечении данного времени схема автоматически (по команде контроллера ЛТМ) разбирается. 158 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Аппаратная схема подготовки к телеуправлению должна собираться по каждому исполнительному механизму отдельно. Не допускается взведение схем подготовки для нескольких исполнительных механизмов по одной команде подготовки. Сервер ввода/вывода системы телемеханизации управляющего диспетчерского пункта по факту получения квитанции «АПС готов к телеуправлению» от контроллера линейного КП в течение заданного времени после посылки первой команды телеуправления автоматически отправляет вторую команду телеуправления. При этом легитимность ответа линейного КП проверяется по факту работы контрольного таймера на получение ответа (если таймер работает, подаётся вторая команда, контрольный таймер обнуляется). Получив вторую команду телеуправления, контроллер линейного КП подаёт команду управления на исполнительный механизм, схема подготовки автоматически (по команде контроллера ЛТМ) разбирается. 7.1.13 Механизм «подачи двойной команды телеуправления» для ЛТМ также должен применяться при управлении диспетчерами запорной арматурой МТ (только для команд «открыть», «закрыть»), на ТУ, не оснащенных ЦСПА (САУ). Не допускается применения механизма «подачи двойной команды телеуправления» для команд управления запорной арматурой: - подаваемых через СТМ; - при реализации в составе СДКУ функции автоматической защиты или автоматизированного управления участком трубопровода; - при реализации на участке МТ аппаратно-программных решений параллельного опроса контроллеров ЛТМ; - при реализации алгоритма обнаружения «самопроизвольного закрытия (открытия)» запорной арматуры на уровне программы пользователя в ПЛК ТМ. 7.1.14 Для исключения возможности самопроизвольного движения запорной арматуры ЛЧ МТ, находящейся в режиме управления «дистанционный», в результате неисправности в выходном канале ШТМ (УСО МПСА НПС на узле подключения станции) или повреждения кабеля управления, в случаях, где применение механизма «подачи двойной команды телеуправления» не допускается, должен применяться алгоритм обнаружения «самопроизвольного закрытия (открытия)» запорной арматуры с подачей на привод автоматической команды «стоп» на уровне программы пользователя в ПЛК ТМ (КЦ МПСА НПС для запорной арматуры узла подключения станции). При этом контроллер ЛТМ (КЦ МПСА НПС) должен сформировать телесигнализацию «авария задвижки», который 159 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » сохраняется до деблокировки аварии управляющим персоналом. Команда «стоп» должна удерживаться до деблокировки аварии управляющим персоналом. В настройках контроллера ЛТМ (КЦ МПСА НПС) должно быть исключено применение режима формирования предустановленных значений дискретных выходных каналов управления запорной арматурой за исключением каналов подачи команды «стоп». 7.1.15 В управляющих диспетчерских пунктах уровня ОСТ (филиала ОСТ), должен осуществляться контроль изменений давления в надземных участках ЛЧ МТ, камерах пуска (приёма) СОД на основании анализа трендов давления, с формированием соответствующих оперативных сообщений на АРМ диспетчера при отсутствии изменений. 7.1.16 Объемы телемеханизации объектов МТ - в соответствии с приложением В. Перечень сигналов может дополняться в соответствии с технологической схемой МТ, руководящими документами и требованиями заводов-изготовителей оборудования. 7.1.17 Технические характеристики контроллеров ЛТМ должны обеспечивать возможность корректной обработки входных сигналов малой длительности без применения специального оборудования на нижнем и среднем уровне системы телемеханики, в том числе без применения специализированных модулей ввода информации. Должен быть обеспечен ввод коротких дискретных сигналов (20 мс и более) с их гарантированной логической обработкой в контроллере ЛТМ. Допускается применять специализированные модули счета импульсов. 7.2 Каналы передачи данных для систем телемеханизации ТП МТ 7.2.1 Скорость передачи информации по каналам связи и их организация должна обеспечивать выполнение требований 7.1.5. 7.2.2 Для передачи данных систем телемеханики между пунктами управления и контролируемыми пунктами должны быть предусмотрены два независимых канала связи, которые должны работать одновременно в режиме нагруженного резерва. Сеть связи для обеспечения передачи данных систем телемеханики (совокупность двух каналов связи) должна иметь коэффициент готовности к работе не менее 0,9998. Помимо вышеуказанных каналов связи могут предусматриваться аварийные каналы связи. 7.2.3 Интерфейс сопряжения вновь устанавливаемого оборудования телемеханики с оборудованием сети связи – 10/100Base-T. 7.2.4 Средняя частота искажения бита информации, передаваемой по каналам связи, должна быть не более 10-4. 7.2.5 Потеря пакетов в канале не должна превышать: 160 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » - 0,1 % для каналов на основе волоконно-оптических линий связи; - 0,5 % для каналов на основе радиорелейных линий и спутниковых каналов; - 1,0 % для каналов на основе широкополосного радиодоступа. 8 Диспетчерский участков контроль и защита технологических 8.1 Система диспетчерского контроля и управления 8.1.1 Для организации нефти/нефтепродуктов в рамках технологического процесса СМНиНП, автоматизации системы транспортировки и системы телемеханизации всех ТУ МТ должны объединяться в СДКУ, единую для оператора СМНиНП. 8.1.2 СДКУ должна строиться как иерархически организованная совокупность территориально распределенных систем, объединенных каналами передачи данных, в соответствии с технологической структурой СМНиНП. 8.1.3 СДКУ должна обеспечивать технологическое управление всей СМНиНП. 8.2 Системы обнаружения утечек 8.2.1 Все ТУ МТ должны оснащаться системами обнаружения утечек. 8.2.2 Система обнаружения утечек должна: - обеспечивать непрерывный мониторинг герметичности трубопровода в пределах ТУ в режиме реального времени во всех режимах работы ТУ, включая стационарные, переходные режимы и режим остановленной перекачки; - за установленный промежуток времени определять факт нарушения герметичности трубопровода и координату точки нарушения герметичности. 8.3 Система контроля за сейсмическими воздействиями 8.3.1 Все опасные в сейсмическом отношении ТУ МТ должны оснащаться системами контроля за сейсмическими воздействиями. 8.3.2 Система контроля за сейсмическими воздействиями должна: - обеспечивать непрерывный контроль состояния сейсмической обстановки в зоне прохождения МТ; - обеспечивать формирование и передачу в РДП (ТДП) сигналов о превышении установленных пороговых значений сейсмической активности. 161 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 8.4 Защита линейной части магистрального трубопровода 8.4.1 По результатам расчетов переходных процессов с целью исключения превышения давления в линейной части МТ, либо в технологических трубопроводах НПС с РП, на входе НПС (до входной задвижки НПС) может предусматриваться автоматически открывающаяся запорная арматура со сбросом нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса. П р и м е ч а н и е – При возникновении давления на входе НПС с РП, требующего автоматического открытия запорной арматуры, команда на её автоматическое открытие подаётся только в том случае, если запорная арматура не движется (не открывается, не закрывается). В случае, если запорная арматура закрывается, МПСА НПС должна предварительно подать автоматическую команду «Стоп». 8.4.2 Для обеспечения комплексной защиты линейной части МТ при возникновении нештатной ситуации, ТУ МТ должны оснащаться централизованными системами противоаварийной автоматики. 8.4.3 Оборудование ЦСПА устанавливается в помещениях тех же зданий, в которых располагаются управляющие диспетчерские пункты. ЦСПА должна функционировать с использованием инфраструктуры СДКУ (каналов связи, систем станционной и линейной телемеханизации объектов МТ). СДКУ должна обеспечивать передачу сигналов в ЦСПА о состоянии всего технологического оборудования, определяющего режим работы ТУ, в том числе находящегося в зоне ответственности смежных РДП (ТДП). Взаимодействие ЦСПА со смежными системами (например, СОУ, СКСВ) должно осуществляться через адресное пространство сервера ввода/вывода СДКУ. Схема взаимодействия ЦСПА со смежными системами представлена на рисунке 1. 8.4.4 Допускается не оборудовать опасные в сейсмическом отношении ТУ МТ средним и верхним уровнем СКСВ, если функциональных возможностей нижнего уровня СКСВ достаточно для обеспечения реализации защиты ТУ при опасном сейсмическом воздействии. 8.4.5 ЦСПА должна строиться на основе контроллера. Допускается построение ЦСПА на основе выделенного сервера. Контроллер (сервер) ЦСПА должен иметь «горячее» резервирование. АРМ ЦСПА реализуется с использованием двух равноценных компьютеров. Эти компьютеры должны работать с контроллером (сервером) ЦСПА совместно в режиме нагруженного резерва. Допускается работа АРМ ЦСПА по клиент-серверной архитектуре с контроллером ЦСПА через сервер ввода/вывода СДКУ. 162 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Вышестоящий ДП (ТДП, ЦДП) До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Смежные ДП (РДП, ТДП) ПТК ЦСПА Подсистема предоставления данных АРМ ЦСПА Контроллер/Сервер ЦСПА АРМ СДКУ Сервер ввода/вывода СДКУ КП ЛТМ и автоматика НПС АРМ СОУ (АРМ СКР) АРМ СКСВ СКСВ средний уровень СОУ средний уровень (СКР с функцией СОУ при наличии) СКСВ нижний уровень СОУ нижний уровень (при наличии) Рисунок 1 – Схема взаимодействия ЦСПА со смежными системами 8.4.6 ЦСПА должна обеспечивать автоматическую остановку ТУ в следующих нештатных ситуациях: - переключение запорной арматуры, установленной на линейной части или технологических трубопроводах НПС (РП), приводящее к перекрытию потока на работающем трубопроводе; П р и м е ч а н и е – ЦСПА осуществляет контроль наличия пути течения нефти/нефтепродукта на линии приема нефти/нефтепродукта в РП до СППК. - достижение аварийных значений давления на линейной части МТ; - поступление сигнала о негерметичности (с информацией о месте возникновения негерметичности) от СОУ; - поступление сигнала на автоматическую остановку ТУ от МПСА НПС с РП, МПСА ПСП; - поступление сигнала на автоматическую остановку ТУ от смежных систем (СКСВ, СКР и пр.) при их наличии; - потеря связи контроллера (сервера) ЦСПА с системой автоматизации НПС (площадочного объекта). 163 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » П р и м е ч а н и е – Данная защита не выполняется для отключенной промежуточной НПС (в том числе с РП) с закрытыми задвижками на входе и/или выходе НПС. В случае реализации данной защиты для ТУ, на НПС данного ТУ в обязательном порядке должны быть реализованы соответствующие общестанционные защиты в соответствии с таблицей Б.3 строки 133-141 (приложение Б). 8.4.7 ЦСПА должна обеспечивать автоматизированную остановку ТУ: - при подаче диспетчером команды на остановку ТУ; - при подаче диспетчером команды на активацию защиты ТУ по нарушению герметичности (с информацией о месте возникновения негерметичности). 8.4.8 ЦСПА должна обеспечивать автоматическое снижение режима перекачки либо остановку ТУ при выходе ТУ на режим перекачки с запрещённой для данного ТУ комбинацией агрегатов. 8.4.9 ЦСПА должна обеспечивать автоматическую остановку ТУ МТ или перевод его на пониженный режим работы при возникновении нештатной ситуации путем подачи автоматических команд (с контролем их исполнения) на отключение требуемого количества насосных агрегатов на НПС ТУ или подачи автоматических команд (с контролем их исполнения) на отключение МНС (ПНС) в соответствии с разработанным в проектной документации алгоритмом защиты. Алгоритмы защиты могут предусматривать подачу команд автоматического закрытия задвижек линейной части. 8.4.10 Функции ЦСПА могут быть дополнены функциями автоматизированного управления ТУ МТ. В этом случае ЦСПА трансформируется в САУ, набор защит которой, должен быть дополнен защитами, связанными с функционированием автоматизированного управления: - выход ТУ МТ на нештатный режим работы; - отключение одного МНА на каждой НПС на каждом штатном режиме работы ТУ МТ; - отключение двух МНА на каждой НПС на каждом штатном режиме работы ТУ МТ; - отключение каждой НПС на каждом штатном режиме работы ТУ МТ, и другими, определёнными в процессе проектирования, защитами, обеспечивающими безопасное автоматизированное управление ТУ. Для обеспечения возможности решения поставленных перед ЦСПА (САУ) задач команды телеуправления ЦСПА (САУ): - «Стоп НПС» («Стоп МНС», «Стоп ПНС»); - «Стоп МНА», «Стоп ПНА», «Запрет работы МНС/ПНС снять»; - команды установки и снятия масок защиты «Потеря связи КЦ СА с ЦСПА», 164 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » должны выполняться системой автоматизации НПС независимо от текущего режима управления НПС (МНС, ПНС) («местный»/«дистанционный»). 8.4.11 При работе двух трубопроводов в составе единой гидравлической системы, в том числе в случае работы какой-либо МНС одновременно на два трубопровода, перечень защит, условия формирования защит и алгоритмы защитных действий ЦСПА (САУ) должны распространяться на оба трубопровода. После автоматической остановки двух трубопроводов, один из них может быть включен в работу после выполнения соответствующих технологических переключений, выделяющих его из единой гидравлической системы. 8.4.12 В проектной документации на ЦСПА (САУ) должен указываться конкретный перечень параметров контроля состояния и порядок работы защит, разработанный для проектируемого ТУ. Все алгоритмы защиты конкретной системы должны быть разработаны и проверены с применением математической модели ТУ МТ на этапе проектирования. При приятии решения об оснащении ТУ ЦСПА (САУ), должно предусматриваться доведение СА НПС до соответствующего технического уровня, обеспечивающего возможность совместной работы данных систем с ЦСПА (САУ). Оснащение ТУ системой ЦСПА (САУ) допускается после доведения системы связи и системы телемеханизации данного участка до соответствия требованиям раздела 7 настоящего документа. 9 Регулирование в технологических магистральных трубопроводов процессах 9.1 При установке узлов регулирования давления (расхода, температуры, качества нефти) на площадочном объекте МТ, система автоматического регулирования давления (расхода, температуры, качества нефти) должна функционировать в составе системы автоматизации площадочного объекта МТ, а через систему телемеханизации - в составе СДКУ ТУ МТ. При установке узлов регулирования давления (расхода, температуры, качества нефти) на ЛЧ МТ, система автоматического регулирования давления (расхода, температуры, качества нефти) должна функционировать через систему телемеханизации в составе СДКУ ТУ МТ. 9.2 Системы автоматического регулирования давления МНС предназначены для: - поддержания давления на входе МНС не ниже заданного значения; - поддержания давления на выходе НПС не выше заданного значения. 165 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » При работе МНС непосредственно с РП без ПНС и наличии УРД на выходе МНС, контур регулирования давления на входе МНС не ниже заданного значения должен быть заменен контуром регулирования давления на выходе МНС не ниже заданного значения. Точность поддержания значения давления относительно уставки регулирования во время установившегося режима работы трубопровода должна быть не хуже 0,02 МПа. Параметры настройки и технические характеристики оборудования САР давления МНС в случае остановки одного МНА на последующей (по потоку нефти/нефтепродукта) НПС или пуска одного МНА на предыдущей (по потоку нефти/нефтепродукта) НПС должны обеспечивать отклонение давления от заданной величины уставки на выходе НПС на величину, не превышающую 4% от допустимого рабочего давления на выходе НПС. Управление исполнительными механизмами системы автоматического регулирования давления МНС должно осуществляться от алгоритмически независимых контуров регулирования давления на входе МНС и выходе НПС, воздействующих на исполнительные механизмы через общий блок селекции управляющих сигналов. 9.3 САР давления в составе СИКН предназначены для обеспечения работы измерительных преобразователей расхода. Точность поддержания значения давления относительно уставки регулирования должна быть не хуже 0,02 МПа. 9.4 Системы автоматического регулирования давления ЛЧ МТ предназначены для поддержания давления на линейной части МТ не ниже заданного значения. При установке узла РД на входе НПС с РП допускается организация дополнительного контура регулирования «после себя», для обеспечения поддержания давления в технологических трубопроводах РП в переходных процессах не выше заданного значения. Точность поддержания значения давления относительно уставки регулирования во время установившегося режима работы трубопровода должна быть не хуже 0,02 МПа. 9.5 Системы автоматического регулирования расхода нефти/нефтепродукта предназначены для: - регулирования расхода на станции смешения нефти; - регулирования расхода на трубопроводах подключения объектов нефтедобычи и нефтепереработки; - ограничения расхода при наливе на эстакаду, в танкер. Точность поддержания усредненного значения расхода относительно уставки регулирования во время установившегося режима работы трубопровода должна быть не 166 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » хуже удвоенной максимальной (из нормированного диапазона измерения) относительной погрешности СИ, по показаниям которого ведётся регулирование. 9.6 Регулирование может выполняться одним из методов: - изменением положения исполнительного механизма регулирующей арматуры (методом дросселирования); - изменением частоты вращения вала насоса МНА за счет изменения коэффициента передачи через гидромуфту от вала электродвигателя МНА с постоянной частотой вращения; - изменением частоты вращения вала насоса МНА (ПНА) за счет изменения частоты вращения вала электродвигателя МНА (ПНА). Питание привода регулирующей арматуры должно осуществляться от внешнего блока управления приводом (преобразователя частоты), управление которым осуществляется регулятором с помощью токового сигнала 4-20 мА или по цифровому интерфейсу. Допускается использование частотного преобразователя, поставляемого комплектно в составе блока управления привода. 9.7 Время обработки сигналов в контроллере, выполняющем функции САР, не должно превышать 0,1 с. Данное время включает в себя время получения фактического значения параметра от измерительного преобразователя, время сравнения полученного значения с уставкой регулирования, время формирования управляющего воздействия на исполнительный механизм. Время доставки управляющего воздействия от контроллера, выполняющего функции САР, до блока управления исполнительным механизмом, не должно превышать 0,1 с (с учетом всех временных задержек на преобразование управляющего воздействия). Время реакции исполнительного механизма (момент времени начала изменения положения вала электродвигателя регулирующей арматуры или частоты вращения вала насоса НА с момента времени получения блоком управления исполнительным механизмом управляющего воздействия от контроллера, выполняющего функции САР), не должно превышать: - 0,05 с для электродвигателя с частотным преобразователем; - 0,03 с для регулирующей арматуры. 9.8 Точность позиционирования исполнительного органа регулирующей арматуры относительно полученного задания не должна превышать 1 % от диапазона перемещения 167 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » исполнительного органа. Дискретность измерения положения регулирующей арматуры должна быть не более 0,1 %. Точность позиционирования частоты вращения выходного вала гидромуфты МНА и позиционирования частоты вращения вала ЧРП МНА (ПНА) относительно полученного задания не должна превышать 3 об/мин. Дискретность измерения частоты вращения вала должна быть не более 1 об/мин. 9.9 Время хода регулирующего элемента регулятора (скорость перемещения) для систем автоматического регулирования давления на выходе МНС должно выбираться в зависимости от диаметра трубопровода. Скорость № перемещения затвора Минимальное Максимальное п/п (абсолютное допустимое, [с] допустимое, [с] значение), [% / с] 1 2 3 4 5 Для затворов дисковых поворотных 1 500 и менее 8 40 от 2,50 до 12,5 2 600 8 32 от 3,16 до 12,5 3 700 8 33 от 3,05 до 12,5 4 800 8 25 от 3,99 до 12,5 5 1000 8 32 от 3,16 до 12,5 6 1200 8 22 от 4,53 до 12,5 Для регулирующих кранов, клапанов и других типов арматуры 7 500 и менее 8 67 от 1,49 до 12,5 8 600 8 53 от 1,89 до 12,5 9 700 8 55 от 1,82 до 12,5 10 800 8 42 от 2,38 до 12,5 11 1000 8 53 от 1,89 до 12,5 12 1200 8 37 от 2,70 до 12,5 * Время перемещения затвора регулятора с максимальной скоростью из одного крайнего положения рабочего диапазона регулирования в другое или в диапазоне от 0 до 100% при отсутствии со стороны производителя арматуры требований об ограничении диапазона регулирования Время перемещения исполнительного механизма c максимальной скоростью из Магистральный трубопровод, DN Время полного хода затвора* одного крайнего положения рабочего диапазона регулирования в другое (0 – 100 % открытия) для остальных систем автоматического регулирования должно находиться в диапазоне от 8 до 100 с, в зависимости от диаметра трубопровода: - для трубопровода DN 1200 – в диапазоне 8 – 100 с; - для трубопровода DN 1000 – в диапазоне 12 – 100 с; - для трубопровода DN 800 и менее – в диапазоне 20 – 100 с. 168 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Для УРД на входе НПС с РП время перемещения исполнительного механизма из одного крайнего положения рабочего диапазона регулирования в другое (0 – 100 % открытия) должно проверяться расчетом нестационарных процессов и находиться в пределах вышеуказанного диапазона. ЧРП и МНА (ПНА) в целом должны обеспечивать скорость изменения частоты вращения вала насоса в диапазоне: - при номинальной частоте вращения 3000 об/мин от 100 до 150 об/мин за секунду, в том числе на холостом ходу; - при номинальной частоте вращения 1500 об/мин от 50 до 75 об/мин за секунду, в том числе на холостом ходу. Диапазон изменения частоты вращения вала насоса при регулировании с помощью ЧРП от 50% до 100% от номинальной частоты вращения ротора НА. 9.10 Система автоматического регулирования должна обеспечивать выдачу на исполнительный механизм выходного стандартного сигнала для осуществления регулирования с дополнительными возможностями: - введения зоны нечувствительности; - настройки различных коэффициентов регулирования в зависимости от количества работающих агрегатов (при регулировании методом изменения частоты вращения вала МНА, ПНА); - настройки различной скорости перемещения регулирующего органа в разные стороны (при регулировании методом дросселирования). В законе регулирования методом изменения частоты вращения вала МНА (ПНА) должен быть реализован запрет выдачи на исполнительный механизм управляющего воздействия, находящегося за пределами паспортного диапазона регулирования МНА (ПНА). В законе регулирования методом дросселирования должен быть реализован запрет выдачи на исполнительный механизм управляющего воздействия, находящегося за пределами паспортного диапазона регулирования исполнительного механизма. Алгоритмы регулирования должны предусматривать корректировку управляющего воздействия, подаваемого на все исполнительные механизмы, участвующие в процессе регулирования в текущий момент времени, для обеспечения синхронизации состояния исполнительных механизмов (положения регулирующей арматуры или частоты вращения вала НА). 169 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 9.11 В составе САР должна быть предусмотрена дисплейная панель управления (дисплейная панель САР), интегрированная в стойки САР, либо стойки УСО МПСА НПС, реализующие функции САР, предназначенная для управления системой в режиме управления «с дисплейной панели», проведения наладочных работ и отображения параметров работы системы. Доступ к дисплейной панели САР должен быть организован в соответствии с требованиями 5.6.2, 5.6.33. 9.12 Для САР должны быть предусмотрены следующие режимы регулирования: - «автоматический по давлению (расходу, температуре, качеству нефти)» – регулирование давления (расхода, температуры, качества нефти) согласно закону регулирования; - «автоматический по положению» – автоматическое поддержание регулирующего органа в заданном положении (поддержание заданной частоты вращения). 9.13 Для САР должны быть предусмотрены следующие режимы управления: - режим управления «с дисплейной панели» – предназначен для изменения режимов регулирования, задания уставок регулирования, прочих настроек с дисплейной панели САР; - режим управления «внешний» – предназначен для изменения режимов регулирования с АРМ оператора объекта МТ, задания уставок регулирования с АРМ оператора объекта МТ или с АРМ управляющего диспетчера. При выборе режима «внешний», задание уставок, выбор режимов регулирования с дисплейной панели САР блокируется. При выборе режима «с дисплейной панели», выбор режимов регулирования и задание уставок с АРМ оператора объекта МТ и с АРМ управляющего диспетчера блокируется. 9.14 Выбор между режимами управления САР – «с дисплейной панели»/«внешний» производится физическим ключом на стойке САР (стойке УСО МПСА НПС, реализующей функции САР). Задание уставок регулирования САР, выбор режимов регулирования производится с АРМ оператора объекта МТ, при условии нахождения САР в режиме управления «внешний» и отсутствии режима «дистанционный» для НПС. Задание уставок регулирования САР производится с АРМ управляющего диспетчера, при условии нахождения САР в режиме управления «внешний» и включенном режиме «дистанционный» для НПС. 9.15 На АРМ оператора объекта МТ должны отображаться текущие значения уставок регулирования и текущий режим регулирования. 170 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » На АРМ управляющего диспетчера должен отображаться режим «автоматический по давлению (расходу, температуре)» при его установке и текущие значения уставок регулирования для данного режима. Изменение режима регулирования или режима управления САР, не должно приводить к автоматическому изменению текущего значения уставки регулирования в контроллере САР (независимо от источника внесения). Для изменения текущей уставки регулирования дополнительно должна быть подана соответствующая команда. 9.16 В системе регулирования с использованием метода дросселирования отдельно для каждого исполнительного механизма должны быть предусмотрены «ручной» и «автоматический» режимы управления регулирующим органом. Режим «автоматический», предназначен для автоматического управления исполнительным механизмом, по командам от контроллера узла регулирования, в соответствии с заданным, согласно 9.12, режимом регулирования. Режим «ручной», предназначен для управления исполнительным механизмом от органов управления (кнопок) на стойке САР (стойке УСО МПСА НПС, реализующей функции САР). 9.17 Величина уставки регулирования на приеме МНС и на выходе НПС должна устанавливаться в соответствии с приложением А. 9.18 В САР давления методом дросселирования на выходе МНС должен быть предусмотрен алгоритм временного прикрытия исполнительных механизмов, перед запуском по программе №1 первого по счёту МНА без регулирования частоты вращения вала. Прикрытие исполнительных механизмов САР осуществляется с применением рамповой функции САР. Алгоритм рамповой функции начинает свою работу после получения от МПСА НПС команды о начале программы пуска МНА, после чего САР запускает таймер работы рамповой функции и изменяет величину уставки регулирования по входу МНС в сторону увеличения. Измененная уставка давления на входе МНС сохраняется до тех пор, пока не сработает таймер, ограничивающий время работы рамповой функции, или не будет достигнуто давление отключения рамповой функции в коллекторе МНС, или не будет достигнут предельный перепад давления на узле регулирования давления, после чего САР устанавливает прежнюю величину уставки регулирования давления по входу МНС. Значение 171 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » увеличения уставки на входе МНС, времени работы рамповой функции, значение давления отключения рамповой функции САР, определяются при проведении ПНР. Программное обеспечение МПСА НПС, должно предусматривать задержку на включение привода МНА, при запуске по программе пуска №1 первого по счёту МНА, для обеспечения прикрытия заслонок САР на заданную величину. Время задержки на включение привода МНА определяется при проведении ПНР. 9.19 В алгоритме работы САР давления методом дросселирования должна быть предусмотрена уставка, позволяющая зафиксировать открытое положение ИО на границе зоны дросселирования (при которой дальнейшее открытие ИО не приводит к уменьшению перепада давления на ИО). Значение уставки определяется по паспорту заслонки или экспериментальным путем (определением начала зоны дросселирования на максимальном расходе). 10 Управление задвижками 10.1 Для контроля текущего состояния в системах автоматизации и телемеханизации для каждой задвижки должны быть предусмотрены пять основных (взаимоисключающих) состояний: - задвижка открыта; - задвижка закрыта; - задвижка в промежуточном положении; - задвижка открывается; - задвижка закрывается. Помимо пяти основных состояний должны быть предусмотрены дополнительные состояния: - «авария»; - «неисправность»; - «нет напряжения в схеме управления». Состояния «неисправность», «авария» предусматриваются для задвижек, оборудованных блоком электронного управления приводом, на основании фактически имеющихся сигналов неисправности и аварии блока. Данные сигналы должны быть разбиты на две группы – аварии, не допускающие управления задвижкой, неисправности, допускающие управление задвижкой. Для задвижек, не оборудованных блоком электронного управления приводом, предусматривается только состояние «авария». Факт обнаружения 172 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » самопроизвольного движения должен быть отнесён к группе аварий задвижки, независимо от типа привода. Работа моментных выключателей (или их аналогов в блоке электронного управления приводом) должна быть отнесена к группе аварий задвижки, независимо от типа привода. Управление приводом задвижки в состоянии «авария» должно быть заблокировано до деблокировки управляющим персоналом. 10.2 Для контроля текущего состояния задвижки в схемах управления систем автоматизации и телемеханизации должны быть предусмотрены следующие сигналы: - контроль положения магнитного пускателя открытия (пускатель включен/отключен) или его аналог в блоке электронного управления приводом; - контроль положения магнитного пускателя закрытия (пускатель включен/отключен) или его аналог в блоке электронного управления приводом; - контроль положения конечного выключателя открытия (выключатель замкнут/разомкнут) или его аналог в блоке электронного управления приводом; - контроль положения конечного выключателя закрытия (выключатель замкнут/разомкнут) или его аналог в блоке электронного управления приводом. Диаграмма работы конечных выключателей задвижки (или их аналогов в блоке электронного управления приводом) должна соответствовать таблице 5. Т а б л и ц а 3 – Диаграмма работы конечных выключателей задвижки Положение задвижки № Конечный выключатель промежуточное п/п открыта закрыта положение 1 2 3 4 5 1 КВО 2 КВЗ 10.3 Для формирования основных состояний задвижки, а также сигнала «отсутствие напряжения в схеме управления» необходимо применять логику, приведённую в таблице 6. Т а б л и ц а 4 – Логика формирования флагов состояния задвижки по сигналам от схемы управления Состояние сигналов схемы управления № Состояние задвижки п/п КВО КВЗ МПО МПЗ 1 2 3 4 5 6 1 Открытое 0 1 2 Закрытое 1 0 3 Промежуточное 1 1 0 0 4 Открывается 1 1 1 0 5 Закрывается 1 1 0 1 Нет напряжения в 6 0 0 схеме управления 173 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » 10.4 Логическая обработка сигналов от схем управления задвижек и формирование состояний задвижки должны выполняться в центральном контроллере системы автоматизации площадочного объекта или в контроллере линейного КП. Допускается логическую обработку сигналов от схем управления задвижек и формирование состояний задвижки на линейной части МТ выполнять на сервере ввода/вывода управляющего диспетчерского пункта. При реализации на участке МТ аппаратно-программных решений параллельного опроса контроллеров СТМ, ЛТМ, а также при реализации на участке МТ автоматической защиты или автоматизированного управления участком трубопровода логическая обработка сигналов от схем управления задвижек и формирование состояний задвижки должны выполняться только в контроллере линейного КП. При реализации на участке МТ автоматической защиты или автоматизированного управления участком трубопровода алгоритмический модуль логической обработки сигналов от схем управления задвижек и формирования состояний задвижки должен предусматривать режим «имитация» для телемеханизированных задвижек в соответствии с 5.7.3.4. 10.5 Запорная арматура, установленная на линейной части трубопровода, должна иметь возможность дистанционного и местного управления. Для обеспечения защиты от самопроизвольного движения запорной арматуры, электроприводы запорной арматуры должны иметь внешнюю пусковую аппаратуру, установленную в ПКУ. 10.6 Электрическая принципиальная схема управления запорной арматурой, установленной на линейной части трубопровода, должна предусматривать дистанционное управление «открыть», «закрыть», «стоп», а также управление от кнопок, установленных «по месту» (у задвижки, либо собственно на электроприводе). Кроме того, кнопки местного управления «открыть», «закрыть», «стоп» и лампы индикации положения задвижки должны быть в шкафу ТМ (в блок-боксе ПКУ). Ключ выбора режима управления запорной арматурой должен располагаться в шкафу ТМ (в шкафу УСО МПСА НПС на узле подключения станции) должен быть трёхпозиционный и обеспечивать переключение режимов: - «дистанционное управление»; - «местное управление»; - «отключено». 174 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » В положении ключа «отключено» схема управления должна обесточиваться. В положении ключа «местное управление» допускается управление от кнопок местного управления «открыть», «закрыть», «стоп» у задвижки и в шкафу ТМ (в шкафу УСО МПСА НПС на узле подключения станции), и не принимаются команды дистанционного управления «открыть», «закрыть, «стоп» от контроллера ЛТМ (МПСА НПС). В положении ключа «дистанционное управление» допускается управление от контроллера ЛТМ (МПСА НПС) «открыть», «закрыть, «стоп» и не принимаются команды от кнопок местного управления «открыть», «закрыть, «стоп» у задвижки и в шкафу ТМ (в шкафу УСО МПСА НПС на узле подключения станции). 10.7 При наличии интерфейсного порта у привода задвижки, управление задвижкой с таким приводом должно быть реализовано как с использованием контрольного кабеля, так и с помощью цифрового канала связи (с приоритетом цифрового канала связи). 10.8 При подключении электроприводов задвижек к системам автоматизации и телемеханизации по цифровому каналу, количество устройств, подключаемых в один шлейф передачи данных, ограничивается 10 единицами. 10.9 Система автоматизации должна обеспечивать формирование повторных команд на закрытие (открытие) задвижек (в соответствии с требованиями алгоритмов программ пуска (остановки) или защит) в случае прекращения их исполнения по каким-либо причинам и наличии условий, позволяющих продолжить выполнение алгоритма до момента поступления сигнала о закрытом (открытом) состоянии задвижки или до момента появления аварии привода задвижки. Подача на привод непрерывных команд «открыть», «закрыть» запрещается. 10.10 Подача реверсивных команд управления («открыть» на закрывающуюся задвижку, «закрыть» на открывающуюся задвижку) должна сопровождаться автоматической подачей команды «стоп» с контролем её исполнения. Автоматическая команда «стоп» должна формироваться контроллером или сервером, выполняющим логическую обработку сигналов от схемы управления задвижкой и формирование состояний задвижки. 10.11 Система автоматизации НПС без РП должна контролировать наличие открытого пути для прокачки нефти/нефтепродукта на работающей НПС. Проверяется открытое положение задвижек по ходу нефти/нефтепродукта от входа узла подключения станции до входного коллектора МНС и от выходного коллектора МНС до выхода узла подключения станции. На узлах ФГУ и РД должна быть полностью открыта минимум одна линия. При наличии угрозы перекрытия потока (любая задвижка на потоке изменяет состояние 175 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » «открыта» на любое другое основное состояние) на управляющий РДП (ТДП) должна быть выдана телесигнализация «угроза перекрытия потока». Система автоматизации НПС с РП, ведущей перекачку из РП, должна контролировать наличие открытого пути для прокачки нефти/нефтепродукта на работающей НПС. Проверяется открытое положение задвижек по ходу нефти/нефтепродукта от любого резервуара до входного коллектора каждого ПНА, от выходного коллектора каждого ПНА до входного коллектора МНС и от выходного коллектора МНС до выхода узла подключения станции. Должен быть открыт путь минимум от одного резервуара, а также на узле РД должна быть полностью открыта минимум одна линия. При наличии угрозы перекрытия потока (любая задвижка на потоке изменяет состояние «открыта» на любое другое основное состояние) на управляющий РДП (ТДП) должна быть выдана телесигнализация «угроза перекрытия потока». Система автоматизации НПС с РП, ведущей приём нефти/нефтепродукта в РП, должна контролировать наличие открытого пути для приёма нефти/нефтепродукта. Проверяется открытое положение задвижек по ходу нефти/нефтепродукта от входа узла подключения станции до любого резервуара. Должен быть открыт путь минимум до одного резервуара, а также на узле ФГУ должна быть полностью открыта минимум одна линия. При наличии угрозы перекрытия потока (любая задвижка на потоке изменяет состояние «открыта» на любое другое основное состояние) на управляющий РДП (ТДП) должна быть выдана телесигнализация «угроза перекрытия потока». 176 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Приложение А (обязательное) Настройка защит по избыточному давлению А.1 Величина уставки ограничения рабочего давления на выходе НПС в системе автоматического регулирования давления (уставка регулирования) устанавливается не выше величины рабочего давления на выходе НПС. Предельное максимальное давление на выходе НПС принимается равным 1,05 от величины допустимого рабочего давления на выходе НПС. Аварийное максимальное давление на выходе НПС принимается равным 1,09 от величины допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не превышающим допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,4 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе до 7,5 МПа включительно и не превышающим допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,7 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе от 7,5 МПа до 10,0 МПа. А.2 Предельное максимальное давление на выходе МНС до узла регулирования давления (при его наличии) принимается равным 1,05 от величины допустимого рабочего давления на выходе МНС. Аварийное максимальное давление на выходе МНС до узла регулирования давления (при его наличии) принимается равным 1,09 от величины допустимого рабочего давления на выходе МНС. А.3 Величина минимального рабочего давления на входе МНС устанавливается исходя из условия обеспечения кавитационного запаса магистральных насосов. Величина уставки регулирования давления на входе МНС, имеющих возможность работы с ПНА, устанавливается, исходя из условия обеспечения работы ПНА в рабочем интервале подач – не ниже величины давления, развиваемого ПНА при максимальной подаче в рабочем интервале подач. Величина уставки регулирования давления на выходе МНС не ниже заданного (для САР давления МНС работающих с РП без ПНС методом дросселирования в соответствии с 9.2), устанавливается из условия обеспечения работы НА МНС в рабочем интервале подач – не ниже величины давления, развиваемого НА МНС при максимальной подаче в рабочем интервале подач. Предельное минимальное давление на входе МНС принимается равным 0,9 от величины минимального рабочего давления на входе МНС. 177 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » Аварийное минимальное давление на входе МНС принимается равным 0,85 от величины минимального рабочего давления на входе МНС. В случае невозможности обеспечения селективности срабатывания защит «Предельное минимальное давление на входе МНС» и «Аварийное минимальное давление на входе МНС» необходимо предусматривать настройку этих защит на величину аварийного минимального давления на входе МНС, с установлением выдержки времени между их срабатыванием. Указанная выдержка времени не должна превышать 10 с. При этом должна быть предусмотрена выдержка времени на срабатывание защиты по предельному минимальному давлению на входе МНС в пределах, установленных требованиями 6.4.3.6, а общая выдержка времени на срабатывание защиты по аварийному минимальному давлению на входе МНС не должна превышать предела, установленного требованиями 6.4.3.7. А.4 Методика определения уставок защиты ЦСПА (САУ) «Аварийное максимальное давление на линейном КП» для линейных КП участка МТ от НПС до НПС: а) построение эпюры разрешённых напоров на данном участке, проходящей через ДРД на выходе начальной НПС участка и минимальную из величин давления на конечной НПС участка: - уставка проходящего давления на входе конечной НПС участка (только для промежуточных НПС, в т.ч. с РП); - ДРД на выходе конечной НПС участка; - уставка настройки начала открытия запорной арматуры, установленной в соответствии с 8.4.1 на входе конечной НПС участка (при её наличии). При отсутствии вышеуказанной запорной арматуры - давление настройки предохранительных устройств (при их наличии). При наличии на ЛЧ данного участка точек подкачек/отборов, начала/окончания лупингов, УРД, а также при наличии УРД на входе НПС, построение эпюры разрешённых напоров на участке выполняется через максимальные рабочие давления в вышеуказанных точках. Разрешённые рабочие давления в данных точках принимаются на 0,2 МПа выше величины максимального рабочего давления, установленной в проектной документации. Построенная эпюра напоров должна быть ограничена сверху горизонтальной эпюрой напоров построенной через ДРД на выходе начальной НПС участка. б) определение разрешенного давления для каждого КП ЛЧ (Pкпi) в соответствии с эпюрой разрешённых напоров на данном участке; в) определение уставки предельного давления на каждом КП ЛЧ, как Pкпi + 0,2 МПа; 178 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация ПАО «Транснефть» РД-35.240.50-КТН-0109-23 технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения До ти ку До ра ме ку жи нт ме ро не нт ва м яв н ож ля и ра ет етс сп бы я с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ен ф , ть » г) определение уставки аварийного давления на каждом КП ЛЧ, как Pкпi + 0,3 МПа. 179 Требования к алгоритмам и параметрам настроек СА РД-35.240.50-КТН-0109-23 Т а б л и ц а Б . 1 – Перечень параметров контроля и алгоритмы защиты МНА1) Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования п/п и защит формирования 1 2 3 4 Сигнализация: Без выдержки времени: о Повышенная температура корпуса 50 С - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение 1 насоса (нефти/нефтепродукта на в операторной, МДП выходе из насоса) Автоматическая защита: Без выдержки времени: о Аварийная максимальная 60 С - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение температура корпуса насоса в операторной, МДП. (нефти/нефтепродукта на выходе из С выдержкой времени 1 с: насоса) - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 2 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Автоматическая защита: Без выдержки времени: Недостоверность измерений По 5.7.3.7 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение 3 температуры корпуса насоса и не открытой в операторной, МДП. (нефти/нефтепродукта на выходе из выкидной С выдержкой времени 1 с: Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть (обязательное) ПАО «Транснефть» Приложение Б 180 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть На 5 °С меньше аварийной максимальной Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: РД-35.240.50-КТН-0109-23 5 На 15 °С меньше максимальной температуры, установленной заводом– изготовителем 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП ПАО «Транснефть» 4 Сигнализация: Повышенная температура: - подшипников ЭД; - подшипников насоса; - подшипников гидромуфты2); - подшипников мультипликатора2); - масла на сливе из подшипников ЭД2); - обмоток и железа статора ЭД2); - горячего воздуха на выходе из статора ЭД2); - холодного воздуха в корпусе ЭД2); - воды на входе охладителя2); - воды на выходе охладителя2) Автоматическая защита: Аварийная максимальная температура: - подшипников ЭД; Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 насоса) агрегатной задвижке, либо находящейся в режиме «имитация» 181 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть На 5 °С меньше аварийной РД-35.240.50-КТН-0109-23 7 Автоматическая защита: Аварийная максимальная температура: По 5.7.3.7 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. ПАО «Транснефть» 6 Автоматическая защита: Недостоверность измерений температуры: - подшипников ЭД; - подшипников насоса; - подшипников гидромуфты4); - подшипников мультипликатора4); - масла на сливе из подшипников ЭД4); - холодного воздуха в корпусе ЭД4) Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 - подшипников насоса; температуры, - подшипников гидромуфты3); установленной - подшипников мультипликатора3); заводом – - масла на сливе из подшипников изготовителем ЭД3); - холодного воздуха в корпусе ЭД3) 182 С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 8 Значение аварийной максимально допустимой утечки, установленное заводомизготовителем 4 ПАО «Транснефть» Автоматическая защита: Аварийные утечки нефти/нефтепродукта через торцовое уплотнение насоса Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 3) - обмоток и железа статора ЭД ; максимальной - горячего воздуха на выходе из температуры, 3) статора ЭД установленной заводом – изготовителем 183 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 4 ПАО «Транснефть» Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии По результатам сигнализатора утечек автоматического 9 нефти/нефтепродукта через торцовое непрерывного коуплотнение насоса нтроля исправности линии Сигнализация: Повышенная вибрация МНА (ЭД, 8,9 мм/с 2) насос, гидромуфта , (если иное не мультипликатор2)), работающих в определено пусковом режиме (в течение 30 с от заводоммомента подачи команды на изготовителем) 10 включение привода МНА) – предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация в пусковом режиме» (за исключением насосов с пусковым режимом 300 с) Сигнализация: Повышенная вибрация насосов, 8,9 мм/с работающих в пусковом режиме (в (если иное не течение 300 с от момента подачи определено команды на включение привода заводом11 МНА) - предупредительная изготовителем) сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация в пусковом режиме» (для насосов с пусковым режимом 300 с) 12 Автоматическая защита: 184 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 11,2 мм/с (если иное не определено заводомизготовителем) 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 5 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 30 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания ПАО «Транснефть» 13 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация насосов, работающих в пусковом режиме (в течение 300 с от момента подачи команды на включение привода МНА) (для насосов с пусковым режимом 300 с) Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Аварийная максимальная вибрация 11,2 мм/с МНА (электродвигатель, насос, (если иное не гидромуфта3), мультипликатор3)), определено работающих в пусковом режиме (в заводомтечение 30 с от момента подачи изготовителем) команды на включение привода МНА) (за исключением насосов с пусковым режимом 300 с) 185 16 Определено заводомизготовителем Определено заводомизготовителем 4 торцовых уплотнений Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 15 6 мм/с (если иное не определено заводомизготовителем) 25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 14 Сигнализация: Повышенная вибрация МНА (ЭД, насос, гидромуфта2), мультипликатор2)), работающих не в пусковом режиме (через 30 с от момента подачи команды на включение привода МНА до его отключения) – предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» (за исключением насосов с пусковым режимом 300 с) Сигнализация: Повышенная вибрация насосов, работающих не в пусковом режиме (через 300 с от момента подачи команды на включение привода МНА до его отключения) в рабочем интервале подач - предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» (для насосов с пусковым режимом 300 с) Сигнализация: Повышенная вибрация насосов, работающих не в пусковом режиме (через 300 с от момента подачи команды на включение привода МНА Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 186 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с РД-35.240.50-КТН-0109-23 Определено заводомизготовителем 4 ПАО «Транснефть» 18 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для насосов с пусковым режимом 300 с, работающих не в пусковом режиме (через 300 секунд от момента подачи команды на включение привода МНА до его Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 до его отключения) вне рабочего интервала подач – предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» (для насосов с пусковым режимом 300 с) Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. 7,1 мм/с Порог 1 для МНА (ЭД, насос, (если иное не гидромуфта3), мультипликатор3)), определено работающих не в пусковом режиме заводом(через 30 с от момента подачи изготовителем) команды на включение привода МНА до его отключения) (за исключением 17 насосов с пусковым режимом 300 с) 187 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Определено заводомизготовителем 4 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 5 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 19 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для насосов с пусковым режимом 300 с, работающих не в пусковом режиме (через 300 секунд от момента подачи команды на включение привода МНА до его отключения) вне рабочего интервала подач Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 отключения) в рабочем интервале подач 188 21 По 6.2.9.16 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 2 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 2 с (если по строке 20 не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом- РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Автоматическая защита: Недостоверность измерений вибрации в группе преобразователей (электродвигатель, насос, гидромуфта5), мультипликатор5)) 4 ПАО «Транснефть» 20 Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация 18 мм/с МНА (электродвигатель, насос, (если иное не гидромуфта3), мультипликатор3)). определено Порог 2 заводомизготовителем) 189 23 24 Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление масла принудительной системы + 1 мм6) (если иное не определено заводомизготовителем) Менее 25 кПа (если иное не Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с6): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Автоматическая защита: Аварийное осевое смещение ротора насоса (для насосов с пусковым режимом 300 с)6) + 0,5 мм6) (если иное не определено заводомизготовителем) 4 изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 22 Сигнализация: Предельное осевое смещение ротора насоса (для насосов с пусковым режимом 300 с)6) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 190 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы остановки МНА в соответствии с 6.2.6.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания РД-35.240.50-КТН-0109-23 25 Менее 150 кПа (если иное не определено заводомизготовителем) 4 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление смазочного масла гидромуфты Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 смазки перед подшипниками МНА определено (электродвигателя, насоса, заводом3) мультипликатора ) изготовителем) 191 Автоматическая защита: Недостоверность измерений давления масла принудительной системы смазки перед подшипниками МНА (электродвигателя, насоса, гидромуфты, мультипликатора7)) 28 Больше 300 кПа (если иное не определено заводомизготовителем) По 5.7.3.7 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение пуско–резервного масляного насоса у не отключенного МНА Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 мин (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение пуско–резервного масляного насоса у включенного МНА Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом- РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 27 Автоматическое управление: Максимальное давление смазочного масла гидромуфты Менее 200 кПа (если иное не определено заводомизготовителем) торцовых уплотнений 25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 26 Автоматическое управление: Минимальное давление смазочного масла гидромуфты Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 192 Автоматическая защита: Аварийный минимальный уровень масла в маслобаке индивидуальной маслосистемы 31 Уровень, установленный заводомизготовителем Уровень, установленный заводомизготовителем Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - отключение электрических маслонасосов с выполнением требований 6.3.3.7, 6.3.4.5; - отключение электронагревателей масла; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 30 Сигнализация: Предельный минимальный уровень масла в маслобаке индивидуальной маслосистемы Уровень, установленный заводомизготовителем 4 изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 29 Сигнализация: Максимальный уровень масла в маслобаке индивидуальной маслосистемы Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 193 34 35 Автоматическая защита: Аварийный минимальный уровень масла в аккумулирующем баке индивидуальной маслосистемы Без выдержки времени: Нижняя - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение образующая в операторной, МДП (звуковая сигнализация выдаётся при переливной трубы снижении уровня масла ниже максимального уровня) Без выдержки времени: 180 мм от дна - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение емкости (если в операторной, МДП иное не определено заводомизготовителем) Без выдержки времени: 150 мм от дна - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение емкости (если в операторной, МДП. иное не С выдержкой времени 3 с: определено - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение заводомо срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); изготовителем) - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 33 По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии 4 Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 32 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного минимального уровня масла в маслобаке индивидуальной маслосистемы Сигнализация: Максимальный уровень масла в аккумулирующем баке индивидуальной маслосистемы Сигнализация: Предельный минимальный уровень масла в аккумулирующем баке индивидуальной маслосистемы Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 194 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Все агрегаты системы находятся в режиме «ремонт» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) РД-35.240.50-КТН-0109-23 37 По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии 4 управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 36 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного минимального уровня масла в аккумулирующем баке индивидуальной маслосистемы Автоматическая защита: Авария маслонасосов8) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 195 39 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 40 с (при отсутствии в составе маслоустановки аккумулирующего бака - 2 с): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: Отсутствие насоса - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение индивидуальной в операторной, МДП. маслосистемы в С выдержкой времени 2 с: режиме «резерв» - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Автоматическая защита: Отсутствие резервного маслонасоса9) 4 ПАО «Транснефть» 38 Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Автоматическая защита: Маслонасосы не работают8) Наличие состояния «отключен» двух насосов индивидуальной маслосистемы по любым причинам 196 Автоматическое управление: Наличие вращения вала на отключенном МНА12) 41 42 Автоматическая защита: Наличие вращения вала на отключенном МНА12) РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 40 4 Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: 10 об/мин и выше, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение более 0 об/мин11) в операторной, МДП. - запрет дистанционного отключения последнего из работающих насосов индивидуальной маслосистемы (если маслонасос в работе); - включение насоса индивидуальной маслосистемы, находящегося в режиме «основной» (при отсутствии включенного насоса индивидуальной маслосистемы) Без выдержки времени: 10 об/мин и выше, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение более 0 об/мин11) в операторной, МДП; - запрет дистанционного отключения работающего пуско– резервного маслонасоса (если пуско–резервный маслонасос в работе); - включение пуско-резервного маслонасоса, находящегося в режиме «основной» (если пуско-резервный маслонасос не в работе) Без выдержки времени: 10 об/мин и выше, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение более 0 об/мин11) о срабатывании защиты в операторной, МДП. при отсутствии С выдержкой времени 20 с: возможности - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение работы пускоо срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); резервного - отключение ВВ МНА; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическое управление: Наличие вращения вала МНА10) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 197 44 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора воды в поддоне корпуса электродвигателя13) По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 43 Сигнал от встроенного в ЭД заводомизготовителем сигнализатора наличия воды в поддоне корпуса ЭД 4 - закрытие задвижек на входе и выходе МНА Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Наличие воды в поддоне корпуса электродвигателя (для электродвигателей с водоохлаждением)13) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 маслонасоса 198 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: 30 % от значения - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение максимального да- в операторной, МДП вления охлаждающей воды ЭД, установленного заводомизготовителем Без выдержки времени: На 20% выше зна- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение чения минималь- в операторной, МДП ного давления, установленного заводом- РД-35.240.50-КТН-0109-23 47 Сигнализация: Предельное минимальное избыточное давление воздуха в корпусе ЭД с продувкой оболочки под избыточным давлением и корпусе его возбудителя (при наличии)15) 4 ПАО «Транснефть» 46 Сигнализация: Минимальное давление охлаждающей воды электродвигателя (для электродвигателей с водоохлаждением)14) Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Автоматическая защита: Аварийное максимальное давление Значение охлаждающей воды электродвигателя максимального (для электродвигателей с давления 3) водоохлаждением) охлаждающей воды ЭД, установленное 45 заводомизготовителем 199 49 Автоматическая защита: Недостоверность измерений давления воздуха в корпусе ЭД с продувкой оболочки под избыточным давлением и корпусе его возбудителя (при наличии)16) По 5.7.3.7 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с (если по строке 48 не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 48 Значение минимального давления, установленное заводомизготовителем 4 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Аварийное минимальное избыточное давление воздуха в корпусе ЭД с продувкой оболочки под избыточным давлением и корпусе его возбудителя (при наличии)15) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 изготовителем 200 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Все агрегаты системы в состоянии «отключен» РД-35.240.50-КТН-0109-23 51 Автоматическая защита: Подпорная вентиляция электродвигателя с продувкой оболочки под избыточным давлением не работает (при наличии индивидуальных систем подпорной вентиляции электродвигателя) Все агрегаты системы находятся в режиме «ремонт» 4 - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом- Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 50 Автоматическая защита: Авария подпорной вентиляции электродвигателя с продувкой оболочки под избыточным давлением (при наличии индивидуальных систем подпорной вентиляции электродвигателя) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 201 Автоматическая защита: Электрическая защита электродвигателя (кроме АЧР) 53 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 52 4 изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5, при условии исправности вторичных приборов на резервном агрегате. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: Формирование - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение сигнала о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); «электрозащита - контроль отключения ВВ привода МНА техническими ЭД МНА» и средствами системы энергоснабжения в течение 3 с и отключение ВВ отключение ВВ МНА (только в случае не отключения ВВ МНА выполняется привода МНА техническими средствами системы техническими энергоснабжения); средствами - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. системы Через 20 мин после отключения МНА (если заводом- Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Неисправность (в том числе отсутствие напряжения питания) вторичных приборов защит МНА: контроля вибрации, контроля температуры и т.д.17) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 202 Автоматическая защита: Невыполнение программы пуска агрегата 55 По 6.2.1.11, 6.2.5.11, 6.2.7.6 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 54 При определении состояния «задвижка закрывается» на запускаемом или включенном агрегате 4 изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 60 с18): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Закрытие агрегатных задвижек работающего агрегата Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 энергоснабжения 203 Автоматическая защита: Невыполнение команды отключения ВВ МНА 57 По результатам контроля исполнения команды 4 торцовых уплотнений С выдержкой времени до 70 с19): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП). - отключение ВВ МНА; - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - передача сигнала «Невыполнение команды отключения ВВ МНА» в АСТУЭ (АСМЭ). С выдержкой времени 3 с: - повторяемое отключение ВВ МНА (до отключения ВВ МНА); - АВР отсутствует. При получении команды на отключение ВВ МНА системой энергоснабжения: - отключение ввода ЗРУ системой УРОВ. При неполучении команды на отключение ВВ МНА системой энергоснабжения: - ручное отключение ВВ МНА оперативным персоналом. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 56 По 6.2.1.12, 6.2.6.8, 6.2.7.7 25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Невыполнение команды остановки МНА Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 204 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 60 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение работы программ- в операторной, МДП. ного модуля кон- С выдержкой времени 3 с: троля состояния - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение МНА по 6.2.1.14 о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА21) по программе остановки в соответствии с РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 4 ПАО «Транснефть» 60 Автоматическая защита: Несанкционированное отключение МНА Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Сигнализация: Неисправность цепей включения ВВ По результатам МНА (в т.ч. отсутствие питания автоматического 58 цепей управления)20) непрерывного контроля исправности цепей включения ВВ МНА Автоматическая защита: Неисправность цепей отключения ВВ По результатам МНА (в т.ч. отсутствие питания автоматического цепей управления)20) непрерывного контроля исправности цепей отключения ВВ 59 МНА 205 Автоматическая защита: Неисправность цепей контроля МНА 62 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 61 4 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение работы программ- о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); ного модуля кон- - отключение МНА по программе остановки в соответствии с троля состояния 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе МНА по 6.2.1.15, неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с 6.2.1.19 ЧРП); - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение работы программ- о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); ного модуля кон- - отключение МНА по программе остановки в соответствии с троля состояния 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе МНА по 6.2.1.4, неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с 6.2.1.13, 6.2.1.16, ЧРП); 6.2.1.17, 6.2.1.18, - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. 6.2.1.20 Через 20 мин после отключения МНА (если заводом- Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Несанкционированное включение МНА Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 206 Команда телеуправления: Отключение агрегата: - с АРМ диспетчера по СТМ; - по команде ЦСПА (САУ) 64 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 63 4 изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР отсутствует. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Отключение агрегата кнопкой «Стоп»: - по месту; - с БРУ; - с ЧРП (для агрегатов с ЧРП) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 207 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 67 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы неуправляемой остановки МНА с ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: Больше 70 об/мин - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в течение 10 с22) о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы остановки МНА с гидромуфтой в соответствии с 6.2.6.4; - включение пуско-резервного маслонасоса; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: Получение от ЧРП - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение сигнала «критиче- о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); ский отказ», - выполнение программы неуправляемой остановки МНА с или ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; неполучение го- - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. товности ЧРП за Через 20 мин после отключения МНА (если заводомзаданное время изготовителем не определена иная выдержка): РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Авария ЧРП 4 ПАО «Транснефть» 66 Автоматическая защита: Невыполнение блоком управления гидромуфты включенного МНА команд регулирования (расхождение между заданием и текущим значением числа оборотов вала насоса) через 60 с от момента выполнения программы пуска до начала программы остановки22) Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Автоматическая защита: Невыполнение ЧРП включенного Больше 70 об/мин МНА команд регулирования в течение 10 с22) (расхождение между заданием и текущим значением числа оборотов 65 вала насоса) через 30 с от момента выполнения программы пуска (в т.ч. после выполнения АПВ)23) до начала программы остановки22) 208 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы неуправляемой остановки МНА с ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 4 - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) ПАО «Транснефть» 68 Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 после подачи команды «подготовиться к пуску», или получение ложной информации от ЧРП «вращение вперед» и «текущая частота вращения ЭД» по результатам работы программного модуля контроля состояния МНА Автоматическая защита: ЧРП не в дистанционном режиме Снятие сигнала управления «дистанционное управление ЧРП» 209 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного По результатам автоматического Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - отключение насосов системы запирания; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 72 4 ПАО «Транснефть» 71 Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Сигнализация: Максимальный уровень в Уровень, установ69 накопительном баке затворной ленный заводомжидкости24) изготовителем Сигнализация: Предельный минимальный уровень в Уровень, установ70 накопительном баке затворной ленный заводомжидкости24) изготовителем Автоматическая защита: Аварийный минимальный уровень в Уровень, установнакопительном баке затворной ленный заводом24) жидкости изготовителем 210 Без выдержки времени: - визуальная индикация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение двух насосов системы запирания МНА, находящихся в режиме «основной» Без выдержки времени: - визуальная индикация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение одного насоса системы запирания МНА, находящегося в режиме «основной»26) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение двух насосов системы запирания МНА, находящихся в режиме «основной»26) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 4 ПАО «Транснефть» Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 минимального уровня в непрерывного накопительном баке затворной контроля исправжидкости24) ности линии Автоматическое управление: Максимальное давление запирающей 9 МПа и выше 73 жидкости к торцовому уплотнению24) (если иное не определено заводомизготовителем) Автоматическое управление: Минимальное давление (первый Менее 8,5 МПа 74 уровень) запирающей жидкости к (если иное не опторцовому уплотнению24) ределено заводомизготовителем) Автоматическое управление: Минимальное давление (второй Менее 8,3 МПа 75 уровень) запирающей жидкости к (если иное не опторцовому уплотнению24) ределено заводомизготовителем) Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление 7,5 МПа и ниже запирающей жидкости к торцовому (если иное не опуплотнению24) ределено заводомизготовителем) 76 211 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 77 По 5.7.3.7 4 - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с (если по строке 76 не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Автоматическая защита: Недостоверность измерений давления запирающей жидкости к торцовому уплотнению24) Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 212 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть По 5.7.3.7 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: РД-35.240.50-КТН-0109-23 81 Автоматическая защита: Недостоверность измерений двух преобразователей температуры запирающей жидкости на выходе из 4 ПАО «Транснефть» 80 Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 Сигнализация: Повышенная температура 47 оС и выше 78 запирающей жидкости на входе в (если иное не опторцовое уплотнение24) ределено заводомизготовителем) Сигнализация: Повышенная температура 55 оС и выше 79 запирающей жидкости на выходе из (если иное не оп24) торцового уплотнения ределено заводомизготовителем) Автоматическая защита: Аварийная максимальная 60 оС и выше температура запирающей жидкости (если иное не опна выходе из торцового уплотнения24) ределено заводомизготовителем) 213 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - АВР МНА с выполнением требований 6.2.9.5. Через 20 мин после отключения МНА (если заводомизготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушного охладителя системы запирания торцовых уплотнений25) РД-35.240.50-КТН-0109-23 1) Проектными решениями перечень параметров контроля и защит может быть дополнен при наличии соответствующих требований завода-изготовителя или в случае применения дополнительных вспомсистем или локальных систем автоматики. При отсутствии численных уставок в таблице Б.1, конкретные значения уставок должны определяться в проектной документации и уточняться при ПНР. 2) Необходимость контроля данных параметров уточняется по документации завода-изготовителя. 3) Необходимость выполнения защиты по данным параметрам уточняется по документации завода-изготовителя. 4) Выполняется только в случае реализации соответствующих защит по аварийной максимальной температуре (строка 5). 5) Выполняется только в случае реализации соответствующих защит по аварийной максимальной вибрации (строки 12, 17, 20). 6) Для других насосов необходимость контроля данных параметров уточняется по документации завода-изготовителя. В случае необходимости контроля данных параметров, значения настроек параметров и выдержек времени определяются по документации завода-изготовителя, действия системы автоматизации являются обязательными. 7) Выполняется только в случае реализации соответствующих защит по аварийному минимальному давлению масла (строка 24). 8) Выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой на основе двух электрических маслонасосов. 9) Выполняется для МНА, оборудованного индивидуальной маслосистемой без аккумулирующего бака на основе двух электрических маслонасосов. 10) Выполняется для МНА с ЧРП или гидромуфтой, оборудованного индивидуальной маслосистемой на основе двух электрических маслонасосов при отсутствии общестанционных и агрегатных защит, требующих отключения маслосистемы. 11) При отсутствии в конструкции подшипниковых узлов МНА смазочных колец или других конструктивных решений, обеспечивающих подачу масла при остановке (выбеге) агрегата, данная блокировка должна действовать при наличии оборотов вала МНА больше 0 об/мин. 12) Выполняется для МНА с ЧРП или гидромуфтой, оборудованного индивидуальной маслосистемой, в составе которой имеется главный насос для подачи смазочного масла с механическим приводом. 13) Не выполняется в случае отсутствия в конструкции электродвигателя встроенного заводом-изготовителем сигнализатора наличия воды в поддоне корпуса электродвигателя. 14) Выполняется в случае реализации защиты «аварийное максимальное давление охлаждающей воды электродвигателя» с применением средств Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 24) торцового уплотнения 214 4 Т а б л и ц а Б.2 - Перечень параметров контроля и алгоритмы ПНА1) РД-35.240.50-КТН-0109-23 измерений. 15) Перечень параметров контроля и защиты системы продувки оболочки ЭД под избыточным давлением может быть изменён и дополнен иными параметрами, предусмотренными заводом-изготовителем. 16) Выполняется в случае реализации защиты «аварийное минимальное избыточное давление воздуха в корпусе ЭД (возбудителя)» с применением средств измерения. 17) Выполняется для систем автоматизации, имеющих в своём составе вторичные приборы контроля вибрации, контроля температуры и т.д. (до полной реконструкции системы автоматизации). 18) Если время хода агрегатной задвижки из открытого положения в закрытое положение меньше 90 с, данная выдержка времени уменьшается на величину, согласованную проектной организацией. 19) Выдержка времени в конкретной системе должна выбираться с учётом характеристик применённого в МНА ЧРП (время управляемой остановки), а также временных задержек работы КАЗ (при его наличии). Отсчёт времени ведётся от формирования команды на остановку МНА. 20) Для ЗРУ с прямым управлением соленоидами включения, отключения от СА НПС (без применения контроллеров РЗиА в двигательных ячейках), «неисправность цепей включения ВВ МНА» определяется для отключенного ВВ, «неисправность цепей отключения ВВ МНА» определяется для включенного ВВ. Команды включения ВВ МНА и контроль исправности цепей включения ВВ МНА реализуются только для МНА без ЧРП. 21) Подача команд на отключение МНА должна выполняться системами автоматизации, у которых контроль текущего состояния МНА осуществляется не в соответствии с положениями раздела 6.2, или защита «Несанкционированное отключение МНА» определяется по логике отличной от 6.2.1.14, или отсутствует защита «Неисправность цепей контроля МНА». 22) Величина уставок частоты вращения вала насоса и выдержек времени могут быть изменены по результатам настройки закона регулирования. 23) Момент окончания АПВ МНА с ЧРП должен контролироваться по сигналу «Наличие напряжения на секции шин ЗРУ». 24) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений. 25) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений, при условии отсутствия общестанционных защит, требующих автоматического отключения воздушного охладителя системы запирания. Данное действие не является частью алгоритма агрегатной защиты и выполняется независимо от деблокировки соответствующей агрегатной защиты. При наличии общестанционной защиты, требующей отключения воздушного охладителя системы запирания, автоматическое отключение воздушного охладителя должно быть выполнено в соответствии с условиями соответствующей общестанционной защиты. 26) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений, при условии отсутствия общестанционных защит, требующих автоматического отключения насосов системы запирания, и отсутствии агрегатной защиты «Аварийный минимальный уровень в накопительном баке затворной жидкости». Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Действия МПСА и технологического оборудования ПАО «Транснефть» Величины № Наименование контрольных параметров уставок, условия п/п и защит формирования 1 2 3 215 1 2 1 3 Автоматическая защита: Недостоверность измерений температуры корпуса насоса (нефти/нефтепродукта на выходе из насоса)4) Сигнализация: Повышенная температура: - подшипников ЭД; - подшипников насоса; 50 оС 60 оС По 5.7.3.7 и не открытой выкидной агрегатной задвижке, либо находящейся в режиме «имитация» На 15 °С меньше максимальной температуры, Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР отсутствует Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР отсутствует Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 Сигнализация: Повышенная температура корпуса насоса (нефти/нефтепродукта на выходе из насоса)2) Автоматическая защита: Аварийная максимальная температура корпуса насоса (нефти/нефтепродукта на выходе из насоса)3) Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 2 216 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 - обмоток и железа статора ЭД2); - горячего воздуха на выходе из статора ЭД2); - холодного воздуха в корпусе ЭД2); - воды на входе охладителя2); - воды на выходе охладителя2) Автоматическая защита: Аварийная максимальная температура: - подшипников ЭД; - подшипников насоса; - холодного воздуха в корпусе ЭД3) 5 Автоматическая защита: Недостоверность измерений температуры: - подшипников ЭД; - подшипников насоса; - холодного воздуха в корпусе ЭД5) На 5 °С меньше аварийной максимальной температуры, установленной заводом – изготовителем По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 РД-35.240.50-КТН-0109-23 6 217 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 установленной заводом– изготовителем ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 2 Автоматическая защита: Аварийная максимальная температура: - обмоток и железа статора ЭД3); - горячего воздуха на выходе из статора ЭД3) 7 Автоматическая защита: Аварийные утечки нефти/нефтепродукта через торцовое уплотнение насоса 8 9 10 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора утечек нефти/нефтепродукта через торцовое уплотнение насоса Сигнализация: На 5 °С меньше аварийной максимальной температуры, установленной заводом – изготовителем Значение аварийной максимально допустимой утечки, установленное заводомизготовителем По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе ПНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 218 2 Повышенная вибрация ПНА (ЭД, насос), работающих в пусковом режиме (в течение 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА) предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация в пусковом режиме» Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация ПНА (ЭД, насос), работающих в пусковом режиме (в течение 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА) 11 Сигнализация: Повышенная вибрация ПНА (ЭД, насос), работающих не в пусковом режиме (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) – предупредительная сигнализация к защите «Аварийная Без выдержки времени: 11,2 мм/с - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не оп- операторной, МДП. ределено заводом- С выдержкой времени 5 с (если заводом-изготовителем не изготовителем) определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: 6 мм/с - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не операторной, МДП определено заводомизготовителем) РД-35.240.50-КТН-0109-23 12 219 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 8,9 мм/с - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не оп- операторной, МДП ределено заводомизготовителем) ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 13 14 15 220 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 2 максимальная вибрация. Порог 1» Сигнализация: Повышенная вибрация насосов, работающих не в пусковом режиме (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) в рабочем интервале подач предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» Сигнализация: Повышенная вибрация насосов, работающих не в пусковом режиме (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) вне рабочего интервала подач предупредительная сигнализация к защите «Аварийная максимальная вибрация. Порог 1» Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для ПНА (ЭД, Определено заводомизготовителем Определено заводомизготовителем 7,1 мм/с (если иное не Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. РД-35.240.50-КТН-0109-23 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 2 насос), работающих не в пусковом режиме (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) 16 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для насосов, работающих не в пусковом режиме в рабочем интервале подач (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация. Порог 1 для насосов, работающих не в пусковом режиме вне рабочего интервала подач (через 30 с от момента подачи команды на включение привода ПНА до его отключения) Определено заводомизготовителем Определено заводомизготовителем Действия МПСА и технологического оборудования 4 С выдержкой времени 10 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 5 с (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 17 221 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 определено заводомизготовителем) ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная максимальная вибрация ПНА (ЭД, насос). Порог 2 18 Автоматическая защита: Недостоверность измерений вибрации в группе преобразователей (ЭД, насос) 19 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: 18 мм/с - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не операторной, МДП. определено С выдержкой времени 2 с (если заводом-изготовителем не заводомопределена иная выдержка): изготовителем) - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: По 6.2.9.16 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 2 с (если по строке 18 не определена иная выдержка): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: 1,05 предельного - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в минимального операторной, МДП. давления на входе С выдержкой времени 15 с: МНС - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о РД-35.240.50-КТН-0109-23 20 Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление на выходе работающего6) ПНА Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 222 1 2 21 Автоматическая защита: Неисправность (в том числе отсутствие напряжения питания) вторичных приборов защит ПНА: контроля вибрации, контроля температуры и т.д.7) Автоматическая защита: Электрическая защита электродвигателя (кроме АЧР) 22 Действия МПСА и технологического оборудования 4 срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: Формирование си- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о гнала «электроза- срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); щита ЭД ПНА» и - контроль отключения ВВ привода ПНА техническими отключение ВВ средствами системы энергоснабжения в течение 3 с и отключение ПНА выполняется ВВ ПНА (только в случае не отключения ВВ привода ПНА техническими техническими средствами системы энергоснабжения); средствами - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 системы энергоснабжения Без выдержки времени: При определении - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в состояния «задви- операторной, МДП. жка закрывается» С выдержкой времени 60 с8): РД-35.240.50-КТН-0109-23 23 Автоматическая защита: Закрытие агрегатных задвижек работающего6) агрегата Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 223 1 2 24 25 Автоматическая защита: Невыполнение программы пуска агрегата По 6.2.1.11, 6.2.5.11, 6.2.7.6 Автоматическая защита: Невыполнение команды остановки ПНА По 6.2.1.12, 6.2.6.8, 6.2.7.7 Автоматическая защита: Невыполнение команды отключения ВВ ПНА По результатам контроля исполнения команды Действия МПСА и технологического оборудования 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 С выдержкой времени до 70 с9): - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП). - отключение ВВ ПНА; - АВР отсутствует Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - передача сигнала «Невыполнение команды отключения ВВ ПНА» в АСТУЭ (АСМЭ). С выдержкой времени 3 с: - повторяемое отключение ВВ ПНА (до отключения ВВ ПНА); - АВР отсутствует. При получении команды на отключение ВВ ПНА системой энергоснабжения: - отключение ввода ЗРУ системой УРОВ. РД-35.240.50-КТН-0109-23 26 Величины уставок, условия формирования 3 на запускаемом или включенном агрегате Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 224 1 2 27 28 Сигнализация: Неисправность цепей включения ВВ ПНА (в т.ч. отсутствие питания цепей управления)10) Автоматическая защита: Неисправность цепей отключения ВВ ПНА (в т.ч. отсутствие питания цепей управления)10) 29 По результатам автоматического непрерывного контроля исправности цепей включения ВВ ПНА Действия МПСА и технологического оборудования 4 При неполучении команды на отключение ВВ ПНА системой энергоснабжения: - ручное отключение ВВ ПНА оперативным персоналом Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 60 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в работы программ- операторной, МДП. ного модуля конт- С выдержкой времени 3 с: роля состояния - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ПНА по 6.2.1.14 срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА11) по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); По результатам автоматического непрерывного контроля исправности цепей отключения ВВ ПНА РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Несанкционированное отключение ПНА Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 225 1 2 30 Автоматическая защита: Несанкционированное включение ПНА Автоматическая защита: Неисправность цепей контроля ПНА 31 Действия МПСА и технологического оборудования - АВР отсутствует 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - АВР отсутствует Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о работы программ- срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); ного модуля конт- - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с роля состояния 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой ПНА по 6.2.1.4, остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); 6.2.1.13, 6.2.1.16, - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 6.2.1.17, 6.2.1.18, 6.2.1.20 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП). - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - закрытие задвижек на входе и выходе ПНА с выполнением требований 6.2.9.4; - АВР отсутствует По результатам работы программного модуля контроля состояния ПНА по 6.2.1.15, 6.2.1.19 РД-35.240.50-КТН-0109-23 32 Автоматическая защита: Отключение агрегата кнопкой «Стоп»: - по месту; - с БРУ; - с ЧРП (для агрегатов с ЧРП) Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 226 34 Автоматическая защита: Невыполнение ЧРП включенного ПНА команд регулирования (расхождение между заданием и текущим значением числа оборотов вала насоса) через 30 с от момента выполнения программы пуска до начала программы остановки Автоматическая защита: Авария ЧРП Больше 30 об/мин в течение 10 с (если иное не определено проектом) Получение от ЧРП сигнала «критический отказ», или неполучение готовности ЧРП за заданное время после подачи команды «подготовиться к пуску», или получение ложной Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение ПНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - АВР отсутствует Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы неуправляемой остановки ПНА с ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы неуправляемой остановки ПНА с ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 РД-35.240.50-КТН-0109-23 35 2 Команда телеуправления: Отключение агрегата: - с АРМ диспетчера по СТМ; - по команде ЦСПА (САУ) Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 33 227 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: ЧРП не в дистанционном режиме управления 36 Величины уставок, условия формирования 3 информации от ЧРП «вращение вперед» и «текущая частота вращения ЭД» по результатам работы программного модуля контроля состояния ПНА Снятие сигнала «дистанционное управление ЧРП» Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - выполнение программы неуправляемой остановки ПНА с ЧРП в соответствии с 6.2.6.5; - АВР ПНА с выполнением требований 6.2.9.5 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Проектными решениями перечень параметров контроля и защит может быть дополнен при наличии соответствующих требований заводаизготовителя или в случае применения дополнительных вспомсистем или локальных систем автоматики. При отсутствии численных уставок в таблице Б.2, конкретные значения уставок должны определяться в проектной документации и уточняться при ПНР. 2) Необходимость контроля данных параметров уточняется по документации завода-изготовителя. 3) Необходимость выполнения защиты по данным параметрам уточняется по документации завода-изготовителя. 4) Выполняется только в случае реализации соответствующих защит по аварийной максимальной температуре (строка 2). 5) Выполняется только в случае реализации соответствующих защит по аварийной максимальной температуре (строка 5). 6) Под работающим ПНА понимается ПНА в состоянии «запускается» или в состоянии «в работе». 7) Выполняется для систем автоматизации, имеющих в своём составе вторичные приборы контроля вибрации, контроля температуры и т.д. (до полной реконструкции системы автоматизации). 8) Если время хода агрегатной задвижки из открытого положения в закрытое положение меньше 90 с, данная выдержка времени уменьшается на величину, согласованную проектной организацией. 9) Выдержка времени в конкретной системе должна выбираться с учётом характеристик применённого в ПНА ЧРП (время управляемой остановки), а 1) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 228 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 также временных задержек работы КАЗ (при его наличии). Отсчёт времени ведётся от формирования команды на остановку ПНА. 10) Для ЗРУ с прямым управлением соленоидами включения, отключения от СА НПС (без применения контроллеров РЗиА в двигательных ячейках), «неисправность цепей включения ВВ ПНА» определяется для отключенного ВВ, «неисправность цепей отключения ВВ ПНА» определяется для включенного ВВ. Команды включения ВВ ПНА и контроль исправности цепей включения ВВ ПНА реализуются только для ПНА без ЧРП. 11) Подача команд на отключение ПНА должна выполняться системами автоматизации, у которых контроль текущего состояния ПНА осуществляется не в соответствии с положениями раздела 6.2, или защита «Несанкционированное отключение ПНА» определяется по логике отличной от 6.2.1.14, или отсутствует защита «Неисправность цепей контроля ПНА». РД-35.240.50-КТН-0109-23 Т а б л и ц а Б.3 – Перечень параметров контроля и алгоритмы защиты НПС1) Величины уставок, № Наименование контрольных условия Действия МПСА и технологического оборудования п/п параметров и защит формирования 1 2 3 4 Автоматическое управление: Без выдержки времени: Предельная загазованность в 10% НКПРП - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в помещении: операторной, МДП; - насосного зала МНСЗ; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и - насосного зала ПНСЗ снаружи насосного зала; - включение аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала 1 (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии). Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня: - отключение аварийного вытяжного вентилятора насосного зала; - отключение приточного вентилятора насосного зала, если работа Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 229 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении насосного зала промежуточной НПС. 10% НКПРП 30% НКПРП Действия МПСА и технологического оборудования 4 приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего помещения; - включение аварийного вытяжного вентилятора соответствующего помещения, находящегося в режиме «основной»; - включение приточного вентилятора соответствующего помещения, находящегося в режиме «основной» (при наличии). Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня: - отключение аварийного вытяжного вентилятора соответствующего помещения; - отключение приточного вентилятора соответствующего помещения; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего помещения Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: РД-35.240.50-КТН-0109-23 3 Автоматическое управление: Предельная загазованность в помещении: - маслосистемы; - регуляторов давления; - ССВД; - СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК); - оперативного БИК Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 2 230 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении насосного зала промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 231 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала; - отключение приточного вентилятора насосного зала, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 4 232 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 Сохранение предельной загазованности в помещении насосного зала промежуточной НПС Действия МПСА и технологического оборудования 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; РД-35.240.50-КТН-0109-23 233 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала; - отключение приточного вентилятора насосного зала, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток), если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 234 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ промежуточной НПС. 5 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ промежуточной НПС 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения маслосистемы, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; РД-35.240.50-КТН-0109-23 235 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы; - отключение приточного вентилятора помещения маслосистемы; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 6 236 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 маслосистемы, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения маслосистемы, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы; - отключение приточного вентилятора помещения маслосистемы; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 237 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении регуляторов давления промежуточной НПС. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении регуляторов давления промежуточной НПС 7 Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения регуляторов давления, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 238 1 2 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе узла РД с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления; - отключение приточного вентилятора помещения регуляторов давления; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении регуляторов давления промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 8 239 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения регуляторов давления, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе узла РД с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления; - отключение приточного вентилятора помещения регуляторов давления; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 240 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении ССВД промежуточной НПС. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении ССВД промежуточной НПС 9 Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения ССВД, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 241 1 2 10 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе ССВД с выполнением требований 6.3.6.9; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД; - отключение приточного вентилятора помещения ССВД; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД, находящихся в режиме «основной», «резервный»; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении ССВД промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 242 1 2 30% НКПРП Действия МПСА и технологического оборудования 4 - включение приточного вентилятора помещения ССВД, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе ССВД с выполнением требований 6.3.6.9; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД; - отключение приточного вентилятора помещения ССВД; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 11 243 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК промежуточной НПС. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе СИКН; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 244 1 2 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 12 245 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 30% НКПРП Действия МПСА и технологического оборудования 4 составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 13 246 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 помещении (блок-боксе) оперативного БИК промежуточной НПС. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении (блок-боксе) оперативного БИК промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 247 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении (блок-боксе) оперативного БИК промежуточной НПС Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; РД-35.240.50-КТН-0109-23 14 248 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 30% НКПРП Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении насосного зала МНСЗ головной НПС, Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 15 249 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 промежуточной НПС с РП. Недостоверность измерений двух и более преобразователей уровня загазованности в помещении насосного зала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой МНС (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6 на защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 250 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 251 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении насосного зала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора насосного зала защищаемой МНС, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой МНС; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток) насосного зала защищаемой МНС, если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой МНС (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала защищаемой МНС, находящегося в режиме РД-35.240.50-КТН-0109-23 16 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 252 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 253 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 5) 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 нефтедобычи/нефтепереработки ; - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора насосного зала защищаемой МНС, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой МНС; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток) насосного зала защищаемой МНС, если их открытие не требуется по условиям работы Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 254 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении насосного зала ПНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении насосного зала ПНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП 17 Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой ПНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой ПНС (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала защищаемой ПНС, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 255 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ ПНА (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС; - отключение приточного вентилятора насосного зала защищаемой ПНС, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой ПНС; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток) насосного зала защищаемой ПНС, если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 256 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении насосного зала ПНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП 18 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой ПНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - открытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой ПНС (при наличии), либо включение приточного вентилятора насосного зала защищаемой ПНС, находящегося в режиме «основной»; - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС в случае успешного включения аварийного вытяжного вентилятора насосного зала, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС с Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 257 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ ПНА (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНС; - отключение приточного вентилятора насосного зала защищаемой ПНС, если работа приточного вентилятора не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала или алгоритма обогрева насосного зала; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала защищаемой ПНС; - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решеток) насосного зала защищаемой ПНС, если их открытие не требуется по условиям работы алгоритма удаления избытков тепла из насосного зала. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 258 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП. 19 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения маслосистемы защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 259 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 260 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности: - в отдельно стоящем помещении маслосистемы; - в маслоприямке электрозала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП 20 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение приточного вентилятора помещения маслосистемы защищаемой МНС; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения маслосистемы защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 261 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 262 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении регуляторов давления головной НПС, промежуточной НПС с РП. 21 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения маслосистемы защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора помещения маслосистемы защищаемой МНС; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения маслосистемы защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения регуляторов давления защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении регуляторов давления головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 263 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе узла РД защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 264 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении регуляторов давления головной НПС, промежуточной НПС с РП 22 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора помещения регуляторов давления защищаемой МНС; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения регуляторов давления защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 265 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе узла РД защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения регуляторов давления защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 266 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении ССВД промежуточной НПС с РП. 23 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении ССВД промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение приточного вентилятора помещения регуляторов давления защищаемой МНС; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения регуляторов давления защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения ССВД защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 267 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.6.9; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора помещения ССВД защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 268 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении ССВД промежуточной НПС с РП 24 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД защищаемой МНС; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной», «резервный»; - включение приточного вентилятора помещения ССВД защищаемой МНС, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 269 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.6.9; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения ССВД защищаемой МНС; - отключение приточного вентилятора помещения ССВД защищаемой МНС; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения ССВД защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 270 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП. 25 Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 21) 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 уплотнений отключенных МНА . Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Для СИКН, подключенной до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 271 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 272 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП до СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 273 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН, на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП после СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 274 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 275 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП 26 Величины уставок, условия формирования 3 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН Для СИКН, подключенной до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 276 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 277 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП до СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 278 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН, на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП после СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН; - включение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 279 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 защищаемого помещения СИКН, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение приточного вентилятора соответствующего защищаемого помещения СИКН; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 280 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении (блок-боксе) оперативного БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП. Недостоверность измерений двух преобразователей уровня загазованности в помещении (блок-боксе) оперативного БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП 27 Величины уставок, условия формирования 3 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 снаружи соответствующего защищаемого помещения СИКН Для оперативного БИК, подключенного до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 281 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 282 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для оперативного БИК, подключенного на входе в РП. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемый оперативный БИК7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на вход РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на вход РП, через который Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 283 1 2 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин Действия МПСА и технологического оборудования 4 подключен защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4); - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключен защищаемый оперативный БИК. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключен защищаемый оперативный БИК. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК Для оперативного БИК, подключенного до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении (блок-боксе) оперативного БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 28 284 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 285 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования Для оперативного БИК, подключенного на входе в РП. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 286 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 защищаемому РП через защищаемый оперативный БИК7); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - включение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК, находящегося в режиме «основной» (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на вход РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на вход РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 287 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 31 Сигнализация: Предельный максимальный уровень затопления помещений: - насосного зала МНСЗ; 150 мм выше дна - насосного зала ПНСЗ; приямка насосного зала - маслосистемы; - СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК); - оперативного БИК Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного максимального уровня затопления помещений: - насосного зала МНСЗ; - насосного зала ПНСЗ; - маслосистемы; - СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК); - оперативного БИК Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещения 100 мм ниже уровня пола помещения По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение приточного вентилятора помещения защищаемого оперативного БИК; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения защищаемого оперативного БИК Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: 200 мм выше дна - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в приямка насосного операторной, МДП. РД-35.240.50-КТН-0109-23 30 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 29 288 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 насосного зала промежуточной НПС РД-35.240.50-КТН-0109-23 Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 зала С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6; - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 289 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления - отдельно стоящего помещения маслосистемы; - маслоприямка электрозала МНСЗ промежуточной НПС 32 Величины уставок, условия формирования 3 Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 290 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещений СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 33 291 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещения (блок-бокса) оперативного БИК промежуточной НПС Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; РД-35.240.50-КТН-0109-23 34 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 292 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещения насосного зала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН; - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: 200 мм выше дна - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в приямка насосного операторной, МДП. зала С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС с РД-35.240.50-КТН-0109-23 35 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 293 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 2) 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 выполнением требований 6.3.5.6 ; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6 на защищаемой МНС; - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 294 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещения насосного зала ПНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП 36 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: 200 мм выше дна - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в приямка насосного операторной, МДП. зала С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС с Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 295 1 2 Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования 4 выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ ПНА (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления - отдельно стоящего помещения маслосистемы; - маслоприямка электрозала МНСЗ головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 37 296 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 297 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещений СИКН: - БИЛ; - ТПУ3); - БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП 38 Величины уставок, условия формирования 3 Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Для СИКН, подключенной до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 298 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования Для СИКН, подключенной на входе в РП до СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 299 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Для СИКН, подключенной на входе в РП после СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН, на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 300 1 2 Уровень пола помещения Действия МПСА и технологического оборудования 4 операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН Для оперативного БИК, подключенного до или после МНС. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень затопления помещения (блок-бокса) оперативного БИК Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 39 301 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 головной НПС, промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4). - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 302 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для оперативного БИК, подключенного на входе в РП. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемый оперативный БИК7); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на вход РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 303 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на вход РП, через который подключен защищаемый оперативный БИК; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемый оперативный БИК)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемого оперативного БИК4); - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключен защищаемый оперативный БИК. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключен защищаемый оперативный БИК Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания с выполнением требований 6.3.5.62); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Отключение МНС промежуточной НПС кнопкой «СТОП МНС»: - с технологической площадки; - с БРУ; - с АРМ оператора Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 40 304 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии кнопки «СТОП МНС» промежуточной НПС: - с технологической площадки; По результатам автоматического непрерывного контроля 41 305 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6; - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 - с БРУ Команда телеуправления: Отключение МНС промежуточной НПС с АРМ диспетчера по СТМ 42 Автоматическая защита: Отключение МНС промежуточной НПС по команде ЦСПА (САУ) Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА2) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки. В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): РД-35.240.50-КТН-0109-23 43 Величины уставок, условия формирования 3 исправности линии Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 306 1 2 Автоматическая защита: Отключение МНС головной НПС, промежуточной НПС с РП кнопкой «СТОП МНС»: - с технологической площадки; - с БРУ; - с АРМ оператора 44 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.5.62); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6 на защищаемой МНС; - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 307 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии кнопки «СТОП МНС» головной НПС, промежуточной НПС с РП: По результатам автоматического непрерывного контроля 45 308 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 2 - с технологической площадки; - с БРУ Команда телеуправления: Отключение МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с АРМ диспетчера по СТМ 46 Автоматическая защита: Отключение МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП по команде ЦСПА (САУ) 47 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА2) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5). С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 исправности линии ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 309 1 2 Автоматическая защита: Отключение ПНС головной НПС, промежуточной НПС с РП кнопкой «СТОП ПНС»: - с технологической площадки; - с БРУ; - с АРМ оператора 48 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 с (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС с Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 310 1 2 По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Действия МПСА и технологического оборудования 4 выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с отключаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА отключаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем РД-35.240.50-КТН-0109-23 50 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии кнопки «СТОП ПНС» головной НПС, промежуточной НПС с РП: - с технологической площадки; - с БРУ. Команда телеуправления: Отключение ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с АРМ диспетчера по СТМ Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 49 311 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Отключение ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП по команде ЦСПА (САУ) 51 0,2 кПа Действия МПСА и технологического оборудования 4 не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с отключаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5). С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА отключаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 30 с: РД-35.240.50-КТН-0109-23 52 Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление воздуха в камере беспромвального соединения Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 312 2 насосного агрегата промежуточной НПС Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление воздуха в камере беспромвального соединения насосного агрегата головной НПС и промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 0,2 кПа Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 30 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 53 313 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Действия МПСА и технологического оборудования 4 - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: 500 мм от верхней - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в образующей операторной, МДП. ёмкости С выдержкой времени 3 с: - включение насоса откачки утечек, находящегося в режиме «основной»8). При не снижении уровня в течение 60 с: - включение насоса откачки утечек, находящегося в режиме «резервный» (при наличии)8). РД-35.240.50-КТН-0109-23 55 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора минимального давления воздуха в камере беспромвального соединения насосного агрегата (при использовании сигнализатора давления) Автоматическое управление: Предельный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа: - МНС; - ПНС; - СИКН промежуточной НПС, головной НПС, промежуточной НПС с Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 54 314 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 57 Автоматическое управление: Минимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа: - МНС; - ПНС; - СИКН промежуточной НПС, головной НПС, промежуточной НПС с РП Автоматическое управление: Предельный минимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа20): - МНС; - ПНС; - СИКН промежуточной НПС, головной НПС, промежуточной НПС с РП Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного максимального уровня в ёмкости сбора утечек и дренажа: - МНС; Действия МПСА и технологического оборудования 4 Оба насоса продолжают работать до достижения минимального уровня в ёмкости Без выдержки времени: 200 мм выше - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в приемного операторной, МДП. патрубка насоса в С выдержкой времени 3 с: ёмкости - отключение работающих насосов откачки из ёмкости сбора утечек менее 500 мм до поверхности подогревателей По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - отключение работающих насосов откачки из ёмкости сбора утечек; - команда в систему обогрева на отключение и запрет включения электронагревателей емкости сбора утечек Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 58 РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 56 315 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 - ПНС; - СИКН промежуточной НПС, головной НПС, промежуточной НПС с РП Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа МНС промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Без выдержки времени: 250 мм от верхней - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в образующей операторной, МДП. ёмкости С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек МНС, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)9); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС10); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии)10); - отключение насосов откачки из емкости ССВД11); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 59 316 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа СИКН промежуточной НПС 60 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: 250 мм от верхней - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в образующей операторной, МДП. ёмкости С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек СИКН, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)9); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС10); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН10); - отключение насосов откачки из емкости ССВД11); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 317 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа МНС головной НПС, промежуточной НПС с РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: 250 мм от верхней - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в образующей операторной, МДП. ёмкости С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при РД-35.240.50-КТН-0109-23 61 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 318 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 9) 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 наличии) ; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС10); - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии)10); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП)11); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 319 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа ПНС головной НПС, промежуточной НПС с РП 62 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Без выдержки времени: 250 мм от верхней - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в образующей операторной, МДП. ёмкости С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек защищаемой ПНС, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)12); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС13); - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 320 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в ёмкости сбора утечек и дренажа СИКН головной НПС, промежуточной НПС с РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Для СИКН, подключенной до или после МНС. 250 мм от верхней Без выдержки времени: образующей - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в ёмкости операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек защищаемой РД-35.240.50-КТН-0109-23 63 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 321 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 СИКН, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)9); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС10); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН10); - отключение насосов откачки из емкостей ССВД всех отключаемых МНС (для промежуточной НПС с РП)11); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 322 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП до СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек защищаемой СИКН, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)12); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН13); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 323 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН, на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Для СИКН, подключенной на входе в РП после СППК. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП через защищаемую СИКН7); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе защищаемой СИКН; - включение насосов откачки из ёмкости сбора утечек защищаемой СИКН, находящихся в режиме «основной» и «резервный» (при наличии)12); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой СИКН13); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 324 1 2 66 Автоматическое управление: Минимальный уровень в емкостях ССВД: - промежуточной НПС; - промежуточной НПС с РП Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора Действия МПСА и технологического оборудования 4 нефтедобычи/нефтепереработки (в случае, если подкачка осуществляется через защищаемую СИКН)6); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК4) в составе защищаемой СИКН; - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (после СППК), через который подключена защищаемая СИКН. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на входе защищаемого РП (до СППК), через который подключена защищаемая СИКН Без выдержки времени: 2200 мм от - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в верхней операторной, МДП. образующей С выдержкой времени 3 с: резервуара (для - включение насоса откачки из ёмкости ССВД, находящегося в режиме резервуаров РГС- «основной»14). 100) При не снижении уровня в течение 60 с: - включение насоса откачки из ёмкости ССВД, находящегося в режиме «резервный»14). Оба насоса продолжают работать до достижения минимального уровня в ёмкости Без выдержки времени: 200 мм выше при- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в емного патрубка операторной, МДП. насоса (для резер- С выдержкой времени 3 с: вуаров РГС-100) - отключение работающих насосов откачки из ёмкости ССВД Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 65 Автоматическое управление: Предельный максимальный уровень в емкостях ССВД: - промежуточной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 64 325 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 аварийного максимального уровня в емкостях ССВД: - промежуточной НПС; - промежуточной НПС с РП Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в емкостях ССВД промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 непрерывного контроля исправности линии 1400 мм от верхней образующей резервуара (для резервуаров РГС100) Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - включение насосов откачки из ёмкости ССВД, находящихся в режиме «основной» и «резервный»14); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС11); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии)11); - отключение насосов откачки из емкости ССВД11); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе ССВД с выполнением требований 6.3.6.9; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 67 326 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень в емкостях ССВД промежуточной НПС с РП 68 Величины уставок, условия формирования 3 1400 мм от верхней образующей резервуара (для резервуаров РГС100) Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - включение насосов откачки из ёмкости ССВД защищаемой МНС, находящихся в режиме «основной» и «резервный»14); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС11); - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 327 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 подключенных до или после защищаемой МНС (при наличии)11); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС11); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС с выполнением требований 6.3.6.9; - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4 (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС, с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 328 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическое управление: Поступление нефти через клапан ССВД 70 71 72 Сигнал от накладного прибора 400 мм от дна емкости Уровень, установленный заводомизготовителем По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии Уровень, установленный заводомизготовителем Действия МПСА и технологического оборудования Без выдержки времени: 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени, определённой в соответствии с 6.3.6.8: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - закрытие задвижки на линии отключения неисправного клапана ССВД Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 73 Сигнализация: Минимальный уровень масла в маслобаках централизованной маслосистемы Сигнализация: Предельный максимальный уровень масла в маслобаках централизованной маслосистемы Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного максимального уровня в маслобаках централизованной маслосистемы Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень масла в маслобаках централизованной маслосистемы промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 69 329 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Уровень, установленный заводомизготовителем Действия МПСА и технологического оборудования 4 - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, 6.3.4.6; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.9, РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийный максимальный уровень масла в маслобаках централизованной маслосистемы: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 74 330 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Нижняя образующая переливной трубы (при её наличии), либо верхняя образующая выходного трубопровода (при отсутствии переливной трубы) Действия МПСА и технологического оборудования 4 6.3.4.6 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП (звуковая сигнализация выдаётся при снижении уровня масла ниже максимального уровня) РД-35.240.50-КТН-0109-23 Сигнализация: Максимальный уровень масла в аккумулирующем баке централизованной маслосистемы Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 75 331 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 76 78 Сигнализация: Предельный минимальный уровень масла в аккумулирующем баке централизованной маслосистемы Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора аварийного минимального уровня масла в аккумулирующем баке централизованной маслосистемы Автоматическая защита: Аварийный минимальный уровень масла в аккумулирующем баке централизованной маслосистемы промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 430 мм от дна ёмкости По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии 400 мм от дна ёмкости Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 77 332 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийный минимальный уровень масла в аккумулирующем баке централизованной маслосистемы: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 79 Величины уставок, условия формирования 3 400 мм от дна ёмкости Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 333 1 2 Автоматическое управление: Аварийная минимальная температура масла маслосистемы 81 Автоматическое управление: Минимальная температура масла маслосистемы 82 Автоматическое управление: Максимальная температура масла маслосистемы 83 85 Сигнализация: Аварийная максимальная температура масла маслосистемы Автоматическая защита: Маслонасосы централизованной Действия МПСА и технологического оборудования 21) 4 уплотнений отключенных МНА Без выдержки времени: Менее 10 оС - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не оп- операторной, МДП; ределено заводом- - формирование запрета пуска МНА изготовителем) Без выдержки времени: о 25 С - визуальная индикация, оперативное сообщение в операторной, МДП. (если иное не оп- С выдержкой времени 5 с: ределено заводом- - отключение работающих АВО изготовителем) Без выдержки времени: 35 оС - визуальная индикация, оперативное сообщение в операторной, МДП. (если иное не оп- С выдержкой времени 5 с: ределено заводом- - включение всех АВО, находящихся в режиме «основной» изготовителем) Без выдержки времени: 45 оС - визуальная индикация, оперативное сообщение в операторной, МДП. (если иное не оп- С выдержкой времени 5 с: ределено заводом- - включение АВО, находящегося в режиме «резервный» изготовителем) Без выдержки времени: 55 оС - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (если иное не оп- операторной, МДП ределено заводомизготовителем) Без выдержки времени: Все маслонасосы, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 84 Автоматическое управление: Предельная максимальная температура масла маслосистемы Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 80 334 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения РД-35.240.50-КТН-0109-23 86 335 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 2 3 4 маслосистемы промежуточной обеспечивающие операторной, МДП. НПС не работают подачу масла на С выдержкой времени 40 с: МНА, отключены - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА с выполнением требований 6.4.1.4. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: Автоматическая защита: визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в Маслонасосы централизованной Все маслонасосы, маслосистемы: обеспечивающие операторной, МДП. С выдержкой времени 40 с: - головной НПС; подачу масла на визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о - промежуточной НПС с РП МНА, отключены срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); не работают - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Подпорные вентиляторы ЭД (при общей системе вентиляции) промежуточной НПС не работают Все подпорные вентиляторы ЭД отключены Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС с выполнением требований 6.4.1.4. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. РД-35.240.50-КТН-0109-23 87 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 336 1 2 Автоматическая защита: Подпорные вентиляторы ЭД (при общей системе вентиляции): - головной НПС; - промежуточной НПС с РП не работают 88 Величины уставок, условия формирования 3 Все подпорные вентиляторы ЭД отключены Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 337 1 2 Автоматическая защита: Беспромвальные вентиляторы промежуточной НПС не работают 89 Все беспромвальные вентиляторы отключены Все беспромвальные вентиляторы отключены Действия МПСА и технологического оборудования 21) 4 уплотнений отключенных МНА Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 30 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 30 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 90 Автоматическая защита: Беспромвальные вентиляторы: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП не работают Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 338 1 2 Автоматическая защита: Подпорные вентиляторы электрозала промежуточной НПС не работают Все подпорные вентиляторы электрозала отключены Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 600 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный РД-35.240.50-КТН-0109-23 91 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 339 1 2 Автоматическая защита: Подпорные вентиляторы электрозала: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП не работают 92 Величины уставок, условия формирования 3 Все подпорные вентиляторы электрозала отключены Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 600 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 340 1 2 Автоматическая защита: Насосы оборотного водоснабжения промежуточной НПС не работают 93 Все насосы оборотного водоснабжения отключены Все насосы оборотного водоснабжения отключены Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 600 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 600 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с РД-35.240.50-КТН-0109-23 94 Автоматическая защита: Насосы оборотного водоснабжения: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП не работают Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 341 2 Автоматическое управление: Авария агрегата вспомсистемы По 6.3.1.12 95 Сигнализация: Повышенная температура подшипников насоса откачки утечек16) На 15 °С меньше максимальной температуры, установленной Действия МПСА и технологического оборудования 4 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА15): - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - формирование дополнительного состояния «авария агрегата вспомсистемы»; - отключение аварийного агрегата вспомсистемы; - АВР агрегата вспомсистемы с выполнением требований 6.3.1.13 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП РД-35.240.50-КТН-0109-23 96 342 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 97 Автоматическое управление: Аварийная максимальная температура подшипников насоса откачки утечек16) На 5 °С меньше максимальной температуры, установленной заводомизготовителем В соответствии с требованиями заводаизготовителя В соответствии с требованиями заводаизготовителя В соответствии с требованиями заводаизготовителя Формирование сигнала «АЧР» и Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 1 с: - формирование дополнительного состояния «авария насоса откачки утечек»; - отключение аварийного насоса откачки утечек; - АВР насоса откачки утечек с выполнением требований 6.3.1.13 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение всех АВО Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение всех АВО, находящихся в режиме «основной» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - включение АВО, находящегося в режиме «резервный» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическое управление: Минимальная температура 98 воды в трубопроводе подачи воды к электродвигателям МНА (после АВО) Автоматическое управление: Максимальная температура 99 воды в трубопроводе подачи воды к электродвигателям МНА (после АВО) Автоматическое управление: Аварийная максимальная температура воды в 100 трубопроводе подачи воды к электродвигателям МНА (после АВО) Автоматическая защита: 101 Автоматическая частотная разгрузка Величины уставок, условия формирования 3 заводомизготовителем Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 343 1 2 Автоматическая защита: Сработала система автоматического ограничения нагрузки 102 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - контроль отключения ВВ приводов МНА техническими средствами системы энергоснабжения; - включение пуско-резервных маслонасосов, находящихся в режиме «основной» (выполняется для МНА, оборудованных индивидуальными маслосистемами, в составе которых имеются главные насосы для подачи смазочного масла с механическим приводом). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: Формирование - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о сигнала «САОН» и срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); отключение ВВ - контроль отключения ВВ приводов МНА техническими средствами МНА выполняется системы энергоснабжения; техническими - включение пуско-резервных маслонасосов, находящихся в режиме средствами «основной», отключаемых МНА (выполняется для МНА, системы оборудованных индивидуальными маслосистемами, в составе которых энергоснабжения имеются главные насосы для подачи смазочного масла с механическим приводом). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По условиям А.3 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в (приложение А) операторной, МДП. С выдержкой времени до 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Предельное минимальное 103 давление на входе МНС: - промежуточной НПС; - головной НПС; Величины уставок, условия формирования 3 отключение ВВ МНА выполняется техническими средствами системы энергоснабжения Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 344 2 - промежуточной НПС с РП Автоматическая защита: Аварийное минимальное давление на входе МНС: - промежуточной НПС; - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Недостоверность измерения давления на входе МНС: - промежуточной НПС; - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 105 Автоматическая защита: По условиям А.3 (приложение А) По 6.4.3.10 Действия МПСА и технологического оборудования 4 срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). При сохранении предельного минимального давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени до 25 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 104 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 345 2 Предельное максимальное давление на выходе МНС промежуточной НПС17) РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Предельное максимальное давление на выходе МНС17): - головной НПС; 106 промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 По условиям А.2 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о (приложение А) срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. При сохранении предельного максимального давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По условиям А.2 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о (приложение А) срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 346 1 2 107 Недостоверность измерения давления на выходе МНС промежуточной НПС17) По условиям А.2 (приложение А) По 6.4.3.10 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5). При сохранении предельного максимального давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). В случае отключения всех МНА с выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключившейся МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийное максимальное давление на выходе МНС промежуточной НПС17). Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 347 1 2 Автоматическая защита: Аварийное максимальное давление на выходе МНС17): - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 108 Недостоверность измерения давления на выходе МНС17): - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 По условиям А.2 (приложение А) По 6.4.3.10 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 оперативный БИК; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5). С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 348 1 2 Автоматическая защита: Предельное максимальное давление на выходе промежуточной НПС 109 По условиям А.1 (приложение А) Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. При сохранении предельного максимального давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 110 Автоматическая защита: Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 349 2 Предельное максимальное давление на выходе: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийное максимальное Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 По условиям А.1 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о (приложение А) срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5). При сохранении предельного максимального давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). В случае отключения всех МНА с выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключившейся МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По условиям А.1 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 111 350 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 давление на выходе промежуточной НПС. Недостоверность измерения давления на выходе промежуточной НПС 112 Недостоверность измерения давления на выходе: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Аварийное максимальное давление на выходе: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП. Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 (приложение А) срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по По 6.4.3.10 программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По условиям А.1 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о (приложение А) срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с По 6.4.3.10 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 351 1 2 Автоматическая защита: Предельный максимальный перепад давления на узле регулирования давления на выходе МНС промежуточной НПС Действия МПСА и технологического оборудования 4 от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5). С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: Значение, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в указанное в операторной, МДП. паспорте С выдержкой времени 2 с: исполнительного - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о механизма срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); (но не более - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего максимального МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 дифнапора одного (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в МНА на МНС) соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). При сохранении предельного максимального перепада давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, РД-35.240.50-КТН-0109-23 113 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 352 1 2 Автоматическая защита: Предельный максимальный перепад давления на узле регулирования давления на выходе МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 114 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: Значение, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в указанное в операторной, МДП. паспорте С выдержкой времени 2 с: исполнительного - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о механизма срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); (но не более - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего максимального МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с дифнапора одного 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе МНА на МНС) управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). При сохранении предельного максимального перепада давления в течение 10 с: - отключение следующего (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП). В случае отключения всех МНА с выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключившейся МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 353 1 2 115 Автоматическая защита: Предельное максимальное давление в точке подключения объекта нефтедобычи (нефтепереработки). Недостоверность измерения давления в точке подключения объекта нефтедобычи (нефтепереработки) Сигнализация: Максимально допустимое проходящее давление через 116 остановленную НПС 118 Сигнализация: Максимальный перепад Действия МПСА и технологического оборудования 4 Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: 0,9 максимально - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в допустимого операторной, МДП. рабочего давления С выдержкой времени 5 с: в точке - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о подключения срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта По 6.4.3.11 от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: Расчетная величи- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в на, определяется операторной, МДП, РДП (ТДП) несущей способностью трубопровода ЛЧ перед НПС Без выдержки времени: Расчетная величи- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в на (по техническ- операторной, МДП, РДП (ТДП) им условиям завода-изготовителя) Без выдержки времени: Расчетная величи- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Сигнализация: Минимальный перепад 117 давления на ФГУ Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 354 2 давления на ФГУ Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА НПС с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования промежуточной НПС 119 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА МНС с любым УСО, обеспечивающим безопасную 120 эксплуатацию оборудования: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 на (по техническ- операторной, МДП, РДП (ТДП) им условиям завода-изготовителя) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в УСО по 6.4.7 соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА18) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по УСО по 6.4.7 программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 355 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА18) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с УСО по 6.4.7 защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА ПНС с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования: 121 - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 356 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Автоматическая защита: Без выдержки времени: Отсутствие связи КЦ МПСА РП По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в с любым УСО, автоматического операторной, МДП. обеспечивающим безопасную непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: эксплуатацию оборудования: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о - головной НПС; ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - промежуточной НПС с РП наличия связи с - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с УСО по 6.4.7 отключаемыми ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 122 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА на всех ПНС, технологически Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 357 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА МНС+ПНС с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 123 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 связанных с защищаемым РП , по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по УСО по 6.4.7 программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе 23) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 358 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА ПНС+РП с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 124 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА18) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с УСО по 6.4.7 отключаемыми ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - одновременное отключение всех ПНА на всех ПНС, технологически связанных с защищаемым РП23), по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 359 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА МНС+ПНС+РП с любым УСО, обеспечивающим безопасную эксплуатацию оборудования: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 125 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного ко- С выдержкой времени до 10 с: нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); наличия связи с - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по УСО по 6.4.7 программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с отключаемыми ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 360 1 2 Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА промежуточной НПС 126 Величины уставок, условия формирования 3 По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - одновременное отключение всех ПНА на всех ПНС, технологически связанных с защищаемым РП23), по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА18) С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - одновременное отключение ВВ всех МНА; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП МНА; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания2); - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 361 1 2 Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ Действия МПСА и технологического оборудования 4 составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек МНС20); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов артскважин (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение насосов хозяйственно-питьевого водоснабжения (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ) С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - одновременное отключение ВВ всех МНА защищаемой МНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); РД-35.240.50-КТН-0109-23 127 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 362 1 2 По результатам автоматического Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой МНС20); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов артскважин (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение насосов хозяйственно-питьевого водоснабжения (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ). С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: 128 Остановка основного и резервного КЦ МПСА ПНС: Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 363 2 - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА РП: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в Действия МПСА и технологического оборудования 4 - одновременное отключение ВВ всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой ПНС20); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой ПНС (при наличии) С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - отключение системы размыва донных отложений всех резервуаров защищаемого РП; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной на входе в защищаемый РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН, подключенной на входе в защищаемый РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20) С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - одновременное отключение ВВ всех МНА защищаемой МНС; - одновременное отключение ВВ всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА защищаемой МНС; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА 130 МНС+ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 129 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 364 1 2 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 УСО наличия свя- - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА зи с КЦ защищаемой ПНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой МНС20); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 365 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой ПНС20); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой ПНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов артскважин (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение насосов хозяйственно-питьевого водоснабжения (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ) С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - одновременное отключение ВВ всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение системы размыва донных отложений всех резервуаров защищаемого РП; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК, подключенный до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА ПНС+РП: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 131 366 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Остановка основного и резервного КЦ МПСА МНС+ПНС+РП: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 132 Величины уставок, условия формирования 3 По результатам автоматического непрерывного контроля контроллерами или модулями ввода-вывода в УСО наличия связи с КЦ Действия МПСА и технологического оборудования 20) 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 ПНС ; - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой ПНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной на входе в защищаемый РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН, подключенной на входе в защищаемый РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20). С выдержкой времени до 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП; - одновременное отключение ВВ всех МНА защищаемой МНС; - одновременное отключение ВВ всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА защищаемой МНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение системы размыва донных отложений всех резервуаров защищаемого РП; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 367 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК, подключенный до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой МНС20); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой ПНС20); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой ПНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек всех СИКН, подключенных к защищаемым МНС, РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек всех СИКН, подключенных к защищаемым МНС, РП (если управление откачкой осуществляется от отказавшего КЦ)20); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 368 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА промежуточной НПС с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19) 133 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов артскважин (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ); - отключение насосов хозяйственно-питьевого водоснабжения (если управление водоснабжением осуществляется от отказавшего КЦ) Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в наличия связи с соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по контроллером программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с (сервером) ЦСПА ЧРП); (САУ) - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА22). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 369 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19) 134 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по МНС наличия свя- программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА зи с контроллером без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с (сервером) ЦСПА 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); (САУ) - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 370 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19) 135 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с ПНС наличия отключаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, связи с 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой контроллером остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); (сервером) ЦСПА - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта (САУ) от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА отключаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 371 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА РП: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19), контролирующим ТУ, в котором данный РП находится в конце 136 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером РП - отключение всех НПС и всех объектов наличия связи с нефтедобычи/нефтепереработки подключенного к защищаемому РП7) контроллером участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) (сервером) ЦСПА ЦСПА (САУ); (САУ) - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на входе в защищаемый РП участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям. В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 372 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА МНС+ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19) 137 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по МНС+ПНС программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА наличия связи с без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с контроллером 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); (сервером) ЦСПА - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта (САУ) от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 373 1 2 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА ПНС+РП24): - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), контролирующим ТУ, в котором данный РП находится в начале 138 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с ПНС+РП наличия отключаемыми ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, связи с 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой контроллером остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); (сервером) ЦСПА - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта (САУ) от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - одновременное отключение всех ПНА на всех ПНС, технологически связанных с защищаемым РП23), по программе остановки в соответствии Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 374 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в автоматического операторной, МДП. непрерывного С выдержкой времени 60 с22): контроля - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о центральным срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); контроллером - отключение всех НПС и всех объектов ПНС+РП наличия нефтедобычи/нефтепереработки подключенного к защищаемому РП7) связи с участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) контроллером ЦСПА (САУ); (сервером) ЦСПА - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в (САУ) составе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на входе в защищаемый РП участка РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Отсутствие связи КЦ МПСА ПНС+РП: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ)19), контролирующим ТУ, в 139 котором данный РП находится в конце Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 375 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям. В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Автоматическая защита: Без выдержки времени: Отсутствие связи КЦ МПСА По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в МНС+ПНС+РП19): автоматического операторной, МДП. - головной НПС; непрерывного ко- С выдержкой времени 60 с22): - промежуточной НПС с РП нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о с контроллером (сервером) ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); ЦСПА (САУ), МНС+ПНС+РП - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по контролирующим ТУ, в наличия связи с программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА котором данный РП находится в контроллером без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с начале (сервером) ЦСПА 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); (САУ) - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с 140 отключаемыми ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС. С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 376 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - одновременное отключение всех ПНА на всех ПНС, технологически связанных с защищаемым РП23), по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА21). В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Автоматическая защита: Без выдержки времени: Отсутствие связи КЦ МПСА По результатам - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в МНС+ПНС+РП: автоматического операторной, МДП. - головной НПС; непрерывного ко- С выдержкой времени 60 с22): - промежуточной НПС с РП нтроля централь- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о с контроллером (сервером) ным контроллером срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); 141 ЦСПА (САУ)19), МНС+ПНС+РП - отключение всех НПС и всех объектов контролирующим ТУ, в наличия связи с нефтедобычи/нефтепереработки подключенного к защищаемому РП7) котором данный РП находится в контроллером участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) конце (сервером) ЦСПА ЦСПА (САУ); (САУ) - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП участка Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 377 1 2 Автоматическая защита: Аварийное максимальное 142 давление на входе НПС с РП Автоматическое управление: Снижение давления на входе НПС с РП до значения 143 аварийного максимального давления на входе НПС с РП 145 Автоматическая защита: По 8.4.1 По 8.4.1 По 8.4.1 Действия МПСА и технологического оборудования 4 МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на входе в защищаемый РП участка МТ, у которого потеряна связь с контроллером (сервером) ЦСПА (САУ), и не подключенных к другим направлениям. В случае неотключения насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, в течение 30 с после подачи команды: - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - прекращение закрытия (если задвижка закрывается), открытие задвижки на линии приема в РАС, установленной на входе НПС с РП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - прекращение открытия задвижки на линии приема в РАС, установленной на входе НПС с РП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - закрытие задвижки на линии приема в РАС, установленной на входе НПС с РП Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическое управление: Снижение давления на входе НПС с РП ниже значения 144 аварийного максимального давления на входе НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 378 2 Пожар на ПСП объекта нефтедобычи/ нефтепереработки5)6) Величины уставок, условия формирования 3 Поступление в СА сигнала о пожаре на ПСП объекта нефтедобычи/ нефтепереработки Действия МПСА и технологического оборудования 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 5 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки РД-35.240.50-КТН-0109-23 1) Проектными решениями перечень параметров контроля, защит и действий МПСА может быть изменён и дополнен в случае применения дополнительных технологических систем или при наличии особенностей технологической схемы НПС. При отсутствии численных уставок в таблице Б.3, конкретные значения уставок должны определяться в проектной документации и уточняться при ПНР. 2) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений. 3) В случае наличия технологической возможности работы ТПУ с другими СИКН, при защите помещения ТПУ действие алгоритмов защиты распространяются на другую СИКН (и её составные части), если в данный момент ТПУ подключена к ней. 4) Закрытие задвижек на входе и выходе оперативных БИК и БИК в составе СИКН выполняется только в случае размещения БИК и БИК в составе СИКН в помещении (блок-боксе). 5) Выполняется при подключении объекта нефтедобычи/нефтепереработки на вход МНС. 6) Выполняется при подключении объекта нефтедобычи/нефтепереработки к РП. 7) ТУ МТ считается подключенным к защищаемому РП, если во время срабатывания защиты в РП с этого ТУ ведётся приём нефти/нефтепродукта в данный РП. Отключение НПС и объектов нефтедобычи/нефтепереработки ТУ МТ, подключенного к РП, производится техническими средствами ЦСПА (САУ) в случае её реализации. При отсутствии ЦСПА (САУ), отключение НПС и объектов нефтедобычи/нефтепереработки ТУ МТ, подключенного к РП, выполняет диспетчер управляющего диспетчерского пункта. 8) Выполняется при отсутствии условий, изложенных в Ошибка! Источник ссылки не найден. или наличии возможности откачки в ёмкости котельной, ёмкости ССВД, РП, а также при отсутствии общестанционных защит, запрещающих работу насосов откачки утечек. 9) Выполняется при отсутствии условий, изложенных в Ошибка! Источник ссылки не найден. или наличии возможности откачки в ёмкости котельной или ёмкости ССВД. 10) Выполняется при наличии условий, изложенных в Ошибка! Источник ссылки не найден. и отсутствии возможности откачки в ёмкости котельной или ёмкости ССВД. 11) Выполняется при наличии условий, изложенных в Ошибка! Источник ссылки не найден.. 12) Выполняется при наличии возможности откачки в ёмкости котельной, ёмкости ССВД или РП. 13) Выполняется при отсутствии возможности откачки в ёмкости котельной, ёмкости ССВД или РП. 14) Выполняется при отсутствии условий, изложенных в Ошибка! Источник ссылки не найден.. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 379 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Данные действия могут не выполняться при наличии разрешённых режимов перекачки, позволяющих работать ПНС на ЛЧ без МНС. 16) Выполняется при наличии требования завода-изготовителя. 17) Выполняется при наличии системы регулирования с использованием метода дросселирования на выходе МНС. 18) Выполняется для МНА, оснащённых системами запирания торцовых уплотнений только в случае наличия связи КЦ с УСО, управляющим воздушными охладителями систем запирания торцовых уплотнений, при условии отсутствия других общестанционных защит, требующих автоматического отключения воздушного охладителя системы запирания. Данное действие не является частью алгоритма общестанционной защиты и выполняется независимо от деблокировки соответствующей общестанционной защиты. При наличии другой общестанционной защиты, требующей отключения воздушного охладителя системы запирания, автоматическое отключение воздушного охладителя должно быть выполнено в соответствии с условиями соответствующей общестанционной защиты. 19) Выполняется для ТУ, на которых проектом предусматривается реализация защиты в соответствии со строкой 11 таблицы Б.6. Запрещается включение в работу данных защит до момента реализации в ЦСПА (САУ) защиты в соответствии со строкой 11 таблицы Б.6. 20) Выполняется при наличии электронагревателей емкости сбора утечек. 21) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений, при условии отсутствия других общестанционных защит, требующих автоматического отключения воздушного охладителя системы запирания. Данное действие не является частью алгоритма общестанционной защиты и выполняется независимо от деблокировки соответствующей общестанционной защиты. При наличии другой общестанционной защиты, требующей отключения воздушного охладителя системы запирания, автоматическое отключение воздушного охладителя должно быть выполнено в соответствии с условиями соответствующей общестанционной защиты. 22) Значение выдержки времени должно быть равно выдержке времени соответствующей защиты в ЦСПА (САУ) «Потеря связи контроллера ЦСПА (САУ) с КЦ системы автоматизации НПС» (строка 11 таблицы Б.6). 23) Технологически связанными считаются сооружения НПС, между которыми имеются технологические трубопроводы (независимо от состояния запорной арматуры в данный момент). Защищаемым РП считается та часть РП, которая контролируется МПСА, у которой сработала данная защита. 24) Данная защита выполняется/не выполняется по результатам проектирования ЦСПА (САУ) и только для ТУ, на которых проектом предусматривается реализация защиты в соответствии со строкой 11 таблицы Б.6. Запрещается включение в работу данных защит до момента реализации в ЦСПА (САУ) защиты в соответствии со строкой 11 таблицы Б.6. 15) РД-35.240.50-КТН-0109-23 Т а б л и ц а Б.4 - Перечень параметров контроля и алгоритмы защиты РП1) Величины № Наименование контрольных уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования п/п параметров и защит формирования 1 2 3 4 Сигнализация: Без выдержки времени: 1 Предельный максимальный Уровень пола - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в уровень затопления помещения КУР операторной, МДП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 380 1 2 помещения КУР ЖБР 2 Автоматическое управление: Предельная загазованность (обнаружение нефти/нефтепродукта) в дождеприёмном колодце каре резервуара или группы резервуаров Автоматическое управление: Предельная загазованность в помещении КУР ЖБР 3 Недостоверность измерений двух преобразователей 20% НКПРП 10% НКПРП 30% НКПРП По 5.7.3.7 Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - закрытие задвижки в колодце за пределами обвалования резервуара на линии после дождеприемного колодца Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР; - включение аварийного вытяжного вентилятора помещения КУР, находящегося в режиме «основной» (при наличии). Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня: - отключение аварийного вытяжного вентилятора помещения КУР; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 10 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 Автоматическая защита: Аварийная загазованность в помещении КУР ЖБР. Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 381 1 2 уровня загазованности в помещении КУР ЖБР Автоматическая защита: Сохранение предельной загазованности в помещении КУР ЖБР 5 7 Сохранение загазованности 10% НКПРП в течение 10 мин В соответствии с технологической картой РП В соответствии с Действия МПСА и технологического оборудования 4 - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения КУР, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - закрытие коренных задвижек резервуара в помещении КУР. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения КУР; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР; - включение аварийных вытяжных вентиляторов помещения КУР, находящихся в режиме «основной», «резервный» (при наличии); - закрытие коренных задвижек резервуара в помещении КУР. Через 15 мин после снижения загазованности ниже предельного уровня (при деблокированной защите): - отключение аварийных вытяжных вентиляторов помещения КУР; - отключение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения КУР Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 6 Сигнализация: Верхний аварийный уровень в резервуаре (в том числе в РАС) Автоматическая защита: Верхний допустимый Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 382 1 2 уровень в резервуаре Автоматическая защита: Верхний допустимый уровень в РАС В соответствии с технологической картой РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту только в защищаемый резервуар; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту только в защищаемый резервуар; - одновременное отключение всех технологических групп ПНА (насосов внутрипарковой перекачки) на всех ПНС, работающих по маршруту перекачки нефти/нефтепродукта в этот резервуар, если перекачка осуществляется только в защищаемый резервуар, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - закрытие коренных задвижек резервуара Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС2) и/или к защищаемому РАС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП по РД-35.240.50-КТН-0109-23 8 Величины уставок, условия формирования 3 технологической картой РП Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 383 1 2 11 Сигнализация: Уровень аварийного запаса РАС Автоматическое управление: По результатам автоматического непрерывного контроля исправности линии В соответствии с технологической картой РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на входе в защищаемый РП по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - закрытие задвижек на входе РП (после СППК) по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на НПС, в составе которой находится защищаемый РП: на входе НПС, на входе РП (до СППК) по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 10 Сигнализация: Обрыв, короткое замыкание линии сигнализатора верхнего допустимого уровня в РАС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 9 384 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 Верхний нормативный уровень в резервуаре (в том числе в РАС) Сигнализация: Нормативный нижний уровень в резервуаре (в том числе в РАС) Автоматическая защита: Нижний допустимый уровень в резервуаре (в том числе в РАС) 12 13 Сигнализация: Нижний аварийный уровень В соответствии с технологической картой РП В соответствии с технологической картой РП В соответствии с Действия МПСА и технологического оборудования 4 операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение системы размыва донных отложений. Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП, РДП (ТДП) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА (насосов внутрипарковой перекачки) на всех ПНС, работающих по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с отключаемыми ПНА, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - закрытие коренных задвижек резервуара Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 14 385 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 В соответствии с технологической картой РП ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 2 в резервуаре (в том числе в РАС) Автоматическое управление: Минимальный уровень в резервуаре (в том числе в РАС), обеспечивающий безопасную работу системы размыва донных отложений: - для резервуаров без понтона и плавающей крыши; - для резервуаров с понтоном или плавающей крышей Сигнализация: Давление настройки предохранительных устройств Автоматическая защита: Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП 15 16 17 Автоматическое управление: Снижение давления ниже предельного максимального давления в трубопроводе РП Действия МПСА и технологического оборудования операторной, МДП, РДП (ТДП) 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение системы размыва донных отложений 3 м от дна 5 м от дна По 6.4.8.16 По 6.4.8.17 По 6.4.8.18 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - прекращение закрытия (если задвижка закрывается), открытие задвижки на линии приема в РАС, установленной параллельно СППК Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - прекращение открытия задвижки на линии приема в РАС, установленной параллельно СППК РД-35.240.50-КТН-0109-23 18 386 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 технологической картой РП ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 2 Автоматическое управление: Снижение давления ниже максимального давления в трубопроводе РП 19 20 21 Сигнализация: Предельная максимальная скорость заполнения резервуара (в том числе РАС) Автоматическая защита: Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара Автоматическая защита: Аварийная максимальная скорость заполнения РАС 22 По 6.4.8.19 0,95 Vн3) Vн3) Vн3) Действия МПСА и технологического оборудования 4 Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 3 с: - закрытие задвижки на линии приема в РАС, установленной параллельно СППК Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - открытие задвижки на линии приема в РАС, установленной параллельно СППК Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение всех НПС и всех объектов нефтедобычи/нефтепереработки всех участков МТ, подключенных к защищаемому РП по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС2) и/или к защищаемому РАС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 387 1 2 0,85 Vо4) Vо 4) Действия МПСА и технологического оборудования 4 составе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные на входе в защищаемый РП по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки, если подкачка осуществляется по маршруту в группу резервуаров защищаемую данным РАС; - закрытие задвижек на входе РП (после СППК) по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС. После получения сигнала «технологический участок остановлен»: - закрытие задвижек на НПС, в составе которой находится защищаемый РП: на входе НПС, на входе РП (до СППК) по маршруту перекачки в группу резервуаров защищаемую данным РАС Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - отключение первого (по потоку нефти/нефтепродукта) работающего по РД-35.240.50-КТН-0109-23 24 Сигнализация: Предельная максимальная скорость опорожнения резервуара (в том числе РАС) Автоматическая защита: Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара (в том числе РАС) Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 23 388 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Аварийное разрежение в резервуаре (в том числе в РАС)6): - РВС (при соответствии требованиям ГОСТ 31385)8) - РВС (при несоответствии требованиям ГОСТ 31385), ЖБР 25 Величины уставок, условия формирования 3 Разрежение 0,25 кПа Разрежение 0,20 кПа Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 маршруту откачки нефти/нефтепродукта из резервуара МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП) (для каждой МНС, работающей по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенного МНА5) Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП. С выдержкой времени 20 с: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - закрытие коренных задвижек резервуара; - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП), работающих по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из резервуара (для каждой МНС, работающей по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара)7); С выдержкой времени до 5 с после отключения всех МНА: - одновременное отключение всех технологических групп ПНА (насосов внутрипарковой перекачки) на всех ПНС, работающих по маршруту откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 389 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенного МНА5) Проектными решениями перечень параметров контроля, защит и действий МПСА может быть изменён и дополнен в случае применения дополнительных технологических систем или при наличии особенностей технологической схемы РП. При отсутствии численных уставок в таблице Б.4, конкретные значения уставок должны определяться в проектной документации и уточняться при ПНР. 2) ТУ МТ считается подключенным к защищаемому РП, если во время срабатывания защиты в РП с этого ТУ ведётся приём нефти/нефтепродукта в данный РП. Отключение НПС и объектов нефтедобычи/нефтепереработки ТУ МТ, подключенного к РП, производится техническими средствами ЦСПА (САУ) в случае её реализации. При отсутствии ЦСПА (САУ), отключение НПС и объектов нефтедобычи/нефтепереработки ТУ МТ, подключенного к РП, выполняет диспетчер управляющего диспетчерского пункта. 3) Vн - максимально допустимая скорость заполнения (налива). 4) Vо - максимально допустимая скорость опорожнения. 5) Выполняется для МНА, оснащённых системой запирания торцовых уплотнений, при условии отсутствия других общестанционных защит, требующих автоматического отключения воздушного охладителя системы запирания. Данное действие не является частью алгоритма общестанционной защиты и выполняется независимо от деблокировки соответствующей общестанционной защиты. При наличии другой общестанционной защиты, требующей отключения воздушного охладителя системы запирания, автоматическое отключение воздушного охладителя должно быть выполнено в соответствии с условиями соответствующей общестанционной защиты. 6) Выполняется для РВС, ЖБР. 7) Не выполняется для МНС промежуточных НПС с РП, работающих по схеме «из насоса в насос» в параллель с линией откачки из РП. 8) Проектная документация разработана в соответствии с требованиями ГОСТ 31385 с нормативным значением вакуума в резервуаре 0,25 кПа, имеются положительные результаты испытаний на прочность и устойчивость резервуара с вакуумметрическим давлением на 50% больше проектной величины (0,375 кПа). 1) РД-35.240.50-КТН-0109-23 Т а б л и ц а Б.5 - Перечень параметров контроля и алгоритмы защиты технологического оборудования при пожаре1) Величины № Наименование контрольных уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования п/п параметров и защит формирования 1 2 3 4 Автоматическая защита: Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Пожар в помещении насосного Срабатывание Без выдержки времени: 1 зала МНСЗ промежуточной двух или более - автоматический пуск алгоритма тушения пожара на защищаемом НПС. автоматических объекте (длительность пенной атаки 10 мин); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 390 1 2 Пожар на площадке МНСО промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 пожарных извещателей защищаемого объекта, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого объекта, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару на защищаемом объекте с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала (на площадке МНСО). За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала; - отключение приточных вентиляторов насосного зала и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 391 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение крышных вентиляторов насосного зала (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала (при наличии); - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала (при наличии); - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания2); - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.10, 6.3.4.7; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 392 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС; - закрытие задвижек на входе ФГУ; - закрытие задвижек на выходе узла РД; - закрытие задвижек на входе ССВД; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в томатических по- операторной, МДП; жарных извещате- - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной лей электрозала сигнализации объекта МТ; МНСЗ, - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; или - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и срабатывание снаружи электрозала МНСЗ. РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в электрозале МНСЗ с разделительной стенкой промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 2 393 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 УДП, установленного у электрозала МНСЗ, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в электрозале МНСЗ с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала; - отключение приточных вентиляторов насосного зала и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала; - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала; - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 394 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания2); - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС; - закрытие задвижек на входе ФГУ; - закрытие задвижек на выходе узла РД; - закрытие задвижек на входе ССВД; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3) Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 395 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении компрессорной подпора воздуха ЭД промежуточной НПС 3 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей помещения компрессорной подпора воздуха ЭД, или срабатывание УДП, установленного у помещения компрессорной подпора воздуха ЭД, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении компрессорной подпора воздуха ЭД с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования 4 Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения компрессорной подпора воздуха ЭД. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД; - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): РД-35.240.50-КТН-0109-23 396 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в маслоприямке электрозала МНСЗ с разделительной стенкой промежуточной НПС 4 Величины уставок, условия формирования 3 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в маслоприямке электрозала (длительность пенной атаки – 10 мин) в случае оборудования маслоприямка системой пенотушения; - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае оборудования маслоприямка системой пенотушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи маслоприямка электрозала. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей в маслоприямке электрозала, или срабатывание УДП, установленного у маслоприямка электрозала, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в маслоприямке электрозала с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 397 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала; - отключение приточных вентиляторов насосного зала и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала; - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала; - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания2); - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение электронагревателей масла (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 398 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС; - закрытие задвижек на входе ФГУ; - закрытие задвижек на выходе узла РД; - закрытие задвижек на входе ССВД; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в помещении томатических по- централизованной маслосистемы (длительность пенной атаки – 10 мин) жарных извещате- в случае оборудования помещения централизованной маслосистемы РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в отдельно стоящем помещении централизованной маслосистемы промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 5 399 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 лей в помещении централизованной маслосистемы, или срабатывание УДП, установленного у помещения централизованной маслосистемы, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении централизованной маслосистемы с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 системой пенотушения; - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае оборудования помещения централизованной маслосистемы системой пенотушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения централизованной маслосистемы. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов в помещении централизованной маслосистемы (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 400 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение приточных вентиляторов в помещении централизованной маслосистемы (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС; - закрытие задвижек на входе ФГУ; - закрытие задвижек на выходе узла РД; - закрытие задвижек на входе ССВД; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 401 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении регуляторов давления промежуточной НПС. Пожар в помещении ССВД промежуточной НПС. 6 Пожар в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ4); - БИК промежуточной НПС. Пожар в помещении (блокбоксе) оперативного БИК промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 4 не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в соответствующем помещении (длительность пенной атаки – 10 мин) в случае оборудования защищаемого помещения системой пенотушения; - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае оборудования защищаемого помещения системой пенотушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в защищаемом помещении с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 402 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии); - отключение приточных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД; - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки; - закрытие задвижек на входе и выходе МНА; - закрытие задвижек на входе и выходе МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе НПС; - закрытие задвижек на входе ФГУ; - закрытие задвижек на выходе узла РД; - закрытие задвижек на входе узла РД (при пожаре в помещении регуляторов давления); - закрытие задвижек на входе ССВД; - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 403 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в ЗРУ (в помещении с высоковольтными коммутационными аппаратами) промежуточной НПС. Пожар в помещении ЧРП промежуточной НПС 7 Пожар в блок-боксе УПВД МНА промежуточной НПС Величины уставок, условия формирования 3 4 - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - передача сигнала о пожаре в АСТУЭ (АСМЭ), в СА ЧРП (при пожаре в помещении ЧРП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в защищаемом помещении с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 404 1 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении кроссовых панелей промежуточной НПС 8 Величины уставок, условия формирования 3 4 оперативный БИК. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7) Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение системы вентиляции и/или кондиционирования защищаемого помещения (при наличии); - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в систему автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения; - отсчёт времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение (на время, необходимое для эвакуации людей из помещения, но не менее 10 с от момента включения в защищаемом помещении устройств оповещения об эвакуации). По окончании отсчёта времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение: - пуск огнетушащего вещества в защищаемое помещение. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении кроссовых панелей с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 405 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП МНА; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА2); - отключение насосов системы запирания2); - отключение насосов оборотного водоснабжения; - отключение электронагревателей масла (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе СИКН; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через оперативный БИК; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН (если управление откачкой осуществляется из защищаемого помещения кроссовых панелей); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН (если управление откачкой осуществляется из защищаемого помещения кроссовых панелей); - отключение насосов откачки из емкости ССВД Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 406 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении насосного зала МНСЗ: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП. Пожар на площадке МНСО: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 9 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого объекта, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого объекта, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару на защищаемом объекте с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования 4 Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - автоматический пуск алгоритма тушения пожара на защищаемом объекте (длительность пенной атаки – 10 мин); - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала (на площадке МНСО). За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, РД-35.240.50-КТН-0109-23 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 407 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНСЗ; - отключение приточных вентиляторов насосного зала защищаемой МНСЗ и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале защищаемой МНСЗ (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 408 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5, 6.3.3.10, 6.3.4.7 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 409 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС; - закрытие задвижек на выходе узла РД защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3), подключенного до или после защищаемой МНС. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в томатических по- операторной, МДП; жарных извеща- - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной телей электрозала сигнализации объекта МТ; МНСЗ, - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; или - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и срабатывание снаружи электрозала МНСЗ. УДП, устаДействия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» новленного у элек- Без выдержки времени: РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в электрозале МНСЗ с разделительной стенкой: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 10 410 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 трозала МНСЗ, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в электрозале МНСЗ с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС; - отключение приточных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой МНС (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала защищаемой МНС; - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала защищаемой Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 411 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 МНС; - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале защищаемой МНС (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 412 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС; - закрытие задвижек на выходе узла РД защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3), подключенного до или после защищаемой МНС. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Срабатывание Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» двух или более ав- Без выдержки времени: томатических по- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в жарных извещате- операторной, МДП; лей помещения - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной компрессорной сигнализации объекта МТ; подпора воздуха - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении компрессорной подпора воздуха ЭД: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 11 413 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 ЭД, или срабатывание УДП, установленного у помещения компрессорной подпора воздуха ЭД, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении компрессорной подпора воздуха ЭД с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения компрессорной подпора воздуха ЭД. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД защищаемой МНС; - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 414 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в маслоприямке электрозала МНСЗ с разделительной стенкой: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 12 Величины уставок, условия формирования 3 4 - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в маслоприямке электрозала (длительность пенной атаки – 10 мин) в случае оборудования маслоприямка системой пенотушения; - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае оборудования маслоприямка системой пенотушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи маслоприямка электрозала. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей в маслоприямке электрозала, или срабатывание УДП, установленного у маслоприямка электрозала, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в маслоприямке электрозала с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 415 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС; - отключение приточных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой МНС (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой МНС (при наличии); - отключение компрессоров подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение приточных вентиляторов помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) помещения компрессорной подпора воздуха ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов ЭД защищаемой МНС (при наличии); - отключение подпорных вентиляторов электрозала защищаемой МНС; - отключение беспромвальных вентиляторов электрозала защищаемой МНС; - отключение вытяжных вентиляторов маслоприямка в электрозале Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 416 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 защищаемой МНС (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 417 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС; - закрытие задвижек на выходе узла РД защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3), подключенного до или после защищаемой МНС. Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в помещении томатических по- централизованной маслосистемы (длительность пенной атаки – 10 мин) жарных извещате- в случае оборудования помещения централизованной маслосистемы лей в помещении системой пенотушения; централизованной - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в маслосистемы, операторной, МДП; или - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в отдельно стоящем помещении централизованной маслосистемы: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 13 418 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 срабатывание УДП, установленного у помещения централизованной маслосистемы, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении централизованной маслосистемы с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 оборудования помещения централизованной маслосистемы системой пенотушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения централизованной маслосистемы. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов в помещении централизованной маслосистемы защищаемой МНС (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 419 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение приточных вентиляторов в помещении централизованной маслосистемы защищаемой МНС (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); - отключение маслонасосов с выполнением требований 6.3.2.5 на защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 420 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 14 Пожар в помещении ССВД промежуточной НПС с РП. Пожар в помещениях СИКН: - БИЛ; - ТПУ4); Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС; - закрытие задвижек на выходе узла РД защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3), подключенного до или после защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - автоматический пуск алгоритма тушения пожара в соответствующем томатических по- помещении (длительность пенной атаки – 10 мин) в случае жарных извеща- оборудования защищаемого помещения системой пенотушения; телей защища- визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в емого помещения, операторной, МДП; или - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения в случае срабатывание оборудования защищаемого помещения системой пенотушения; УДП, уста- передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной новленного у за- сигнализации объекта МТ; щищаемого поме- - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении регуляторов давления: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП. Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 421 1 2 - БИК головной НПС, промежуточной НПС с РП (при подключении СИКН до или после МНС). Пожар в помещении (блокбоксе) оперативного БИК, подключенного до или после МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 щения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в защищаемом помещении с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения. За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ МНА (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии); - отключение приточных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 422 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии); - закрытие задвижек между ПНС и защищаемой МНС; - закрытие задвижек на выходе НПС, в составе которой отключается МНС; - закрытие задвижек на выходе узла РД защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе узла РД защищаемой МНС (при пожаре в помещении регуляторов давления); - закрытие задвижек на входе ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 423 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении ЧРП МНА: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 15 Пожар в блок-боксе УПВД МНА: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 4 - закрытие задвижек на входе и выходе оперативного БИК3), подключенного до или после защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - передача сигнала о пожаре в АСТУЭ (АСМЭ), в СА ЧРП (при пожаре в помещении ЧРП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5; - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в защищаемом помещении с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 424 1 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении кроссовых панелей МПСА МНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алго- Действия МПСА и технологического оборудования 4 защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение системы вентиляции и/или кондиционирования защищаемого помещения (при наличии); - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения; - отсчёт времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение (на время, необходимое для эвакуации людей из помещения, но не менее 10 с от момента включения в защищаемом помещении устройств оповещения об эвакуации). По окончании отсчёта времени задержки подачи огнетушащего РД-35.240.50-КТН-0109-23 16 Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 425 1 2 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 ритма защиты по вещества в защищаемое помещение: пожару в поме- - пуск огнетушащего вещества в защищаемое помещение. щении кроссовых Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» панелей с АРМ Без выдержки времени: оператора МПСА - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о ПТ срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения централизованных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов маслоохлаждения индивидуальных маслосистем на защищаемой МНС; - отключение вентиляторов водоохлаждения системы оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений всех МНА на защищаемой МНС2); - отключение насосов системы запирания на защищаемой МНС2); - отключение насосов оборотного водоснабжения на защищаемой МНС; - отключение электронагревателей масла на защищаемой МНС (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 426 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой МНС (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после защищаемой МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до ПНС и работающие только с защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется из защищаемого помещения кроссовых панелей); - отключение электронагревателей емкости сбора утечек СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС (если управление откачкой осуществляется из защищаемого помещения кроссовых панелей); - отключение насосов откачки из емкости ССВД защищаемой МНС (для промежуточной НПС с РП). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - автоматический пуск алгоритма тушения пожара на защищаемом томатических по- объекте (длительность пенной атаки – 10 мин); жарных извеща- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении насосного зала ПНСЗ: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП. Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 17 427 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Пожар на площадке ПНСО: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 телей защищаемого объекта, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого объекта, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару на защищаемом объекте с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования 4 РД-35.240.50-КТН-0109-23 операторной, МДП; - визуальная сигнализация в насосной пожаротушения; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи насосного зала (на площадке ПНСО). За 3 мин до окончания пенной атаки: - формирование на АРМ МПСА ПТ диалогового окна с запросом о завершении пенной атаки. В случае подтверждения оператором необходимости завершения пенной атаки: - по окончании регламентированного времени пенной атаки автоматическая остановка пожарных насосов и перевод задвижек пенного пожаротушения в первоначальное состояние. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНСЗ; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 428 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение приточных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНСЗ и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - закрытие воздушных клапанов (жалюзийных решёток) насосного зала защищаемой ПНСЗ (при наличии); - отключение крышных вентиляторов насосного зала защищаемой ПНСЗ (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех отключаемых МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкостей ССВД всех отключаемых МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех отключаемых МНС (при наличии); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 429 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС; - закрытие задвижек на выходе всех НПС, в составе которых отключаются МНС; - закрытие задвижек на выходе узлов РД всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД всех отключаемых МНС (для промежуточных НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех оперативных БИК3), подключенных до или после всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех оперативных БИК3), подключенных до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в томатических по- операторной, МДП; жарных извещате- - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной лей помещения сигнализации объекта МТ; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении (блокбоксе) оперативного БИК, подключенного до ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 18 430 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 оперативного БИК, или срабатывание УДП, установленного у помещения оперативного БИК, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении оперативного БИК с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи помещения оперативного БИК. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 с последующим отключением ВВ ПНА (для ПНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение вытяжных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии); - отключение приточных вентиляторов в защищаемом помещении (при наличии) и закрытие огнезадерживающих клапанов (при наличии); - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех отключаемых МНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 431 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов откачки из емкостей сбора утечек всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС (при наличии); - отключение насосов откачки из емкостей ССВД всех отключаемых МНС (для промежуточной НПС с РП); - отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти/нефтепродукта от объектов нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи/нефтепереработки5); - закрытие задвижек на входе и выходе всех МНА всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех отключаемых МНС (при наличии); - закрытие задвижек на входе и выходе защищаемой ПНС (при наличии); - закрытие задвижек между РП и защищаемой ПНС; - закрытие задвижек между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС; - закрытие задвижек на выходе всех НПС, в составе которых отключаются МНС; - закрытие задвижек на выходе узлов РД всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе ССВД всех отключаемых МНС (для промежуточных НПС с РП); - закрытие задвижек на входе и выходе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе БИК3) в составе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС; - закрытие задвижек на входе и выходе всех оперативных БИК3), подключенных до или после всех отключаемых МНС; Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 432 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Автоматическая защита: Пожар в помещении ЧРП ПНА: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 19 Величины уставок, условия формирования 3 4 - закрытие задвижек на входе и выходе всех оперативных БИК3), подключенных до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - передача сигнала о пожаре в АСТУЭ (АСМЭ), в СА ЧРП; - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5; - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА защищаемой ПНС; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Срабатывание двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в защищаемом помещении с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 433 1 2 Автоматическая защита: Пожар в ЗРУ (в помещении с высоковольтными коммутационными аппаратами): - головной НПС; - промежуточной НПС с РП 20 Величины уставок, условия формирования 3 Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до отключаемых ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в томатических по- операторной, МДП; жарных извеща- - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной телей помещения сигнализации объекта МТ; ЗРУ, - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; или - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и срабатывание снаружи помещения ЗРУ. УДП, устаДействия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» новленного у Без выдержки времени: помещения ЗРУ, - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о или срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); подача команды - передача сигнала о пожаре в АСТУЭ (АСМЭ); включения алго- - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по ритма защиты по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА пожару в помеще- без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с нии ЗРУ с АРМ 6.2.6.5 (для МНА с ЧРП); Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 434 1 2 РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении Величины уставок, условия Действия МПСА и технологического оборудования формирования 3 4 оператора МПСА - одновременное отключение всех технологических групп ПНА, ПТ работающих с отключаемой МНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для ПНА с ЧРП); - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех МНА защищаемой МНС; - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА защищаемой ПНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС. Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 21 435 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 2 кроссовых панелей МПСА ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Действия МПСА и технологического оборудования 4 - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в операторной, МДП; - отключение системы вентиляции и/или кондиционирования защищаемого помещения (при наличии); - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной сигнализации объекта МТ; - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; - включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и снаружи защищаемого помещения; - отсчёт времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение (на время, необходимое для эвакуации людей из помещения, но не менее 10 с от момента включения в защищаемом помещении устройств оповещения об эвакуации). По окончании отсчёта времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение: - пуск огнетушащего вещества в защищаемое помещение. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - одновременное отключение всех ПНА защищаемой ПНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2 (для ПНА без ЧРП) или по программе неуправляемой остановки в соответствии с 6.2.6.5 (для ПНА с ЧРП); - последовательное отключение всех МНА на всех МНС, работающих с защищаемой ПНС, по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе управляемой остановки в соответствии с 6.2.6.6 (для МНА с ЧРП); - отключение внешнего контура охлаждения ЧРП всех ПНА РД-35.240.50-КТН-0109-23 436 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть 1 Величины уставок, условия формирования 3 двух или более автоматических пожарных извещателей защищаемого помещения, или срабатывание УДП, установленного у защищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении кроссовых панелей с АРМ оператора МПСА ПТ ПАО «Транснефть» Наименование контрольных параметров и защит Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения № п/п 1 2 Действия МПСА и технологического оборудования 4 защищаемой ПНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до или после отключаемых МНС; - отключение насосов прокачки нефти/нефтепродукта через все оперативные БИК, подключенные до защищаемой ПНС; - отключение насосов откачки из емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение электронагревателей емкости сбора утечек защищаемой ПНС; - отключение антиконденсационных электронагревателей ЭД на защищаемой ПНС (при наличии). Через 20 мин после отключения МНА (если заводом-изготовителем не определена иная выдержка): - отключение воздушных охладителей системы запирания торцовых уплотнений отключенных МНА7). Задвижки на входе НПС и входе в РП не закрываются Действия МПСА ПТ при получении сигнала «Пожар» Срабатывание Без выдержки времени: двух или более ав- - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение в томатических по- операторной, МДП; жарных извещате- - отключение системы вентиляции и/или кондиционирования лей защищаемого защищаемого помещения (при наличии); помещения, - передача сигнала о пожаре на пожарный пост и в систему пожарной или сигнализации объекта МТ; срабатывание - передача сигнала о пожаре в системы автоматизации НПС; УДП, уста- включение световых и звуковых сигналов оповещения внутри и новленного у за- снаружи защищаемого помещения; РД-35.240.50-КТН-0109-23 Автоматическая защита: Пожар в помещении кроссовых панелей МПСА МНС+ПНС: - головной НПС; - промежуточной НПС с РП Величины уставок, условия формирования 3 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов. Основные положения 22 437 ку До ме ку м ир нт н ен ов е т я ан мо вл и же яет ра т сп бы ся с ро ть об ст по ст ра л ве не но нн н сть ст бе ю ью зр и аз ли ПАО ре ча ше ст «Тр ни ичн ан сн я о ПА во еф О спр ть «Т о ». ра изв нс е д не ф ть Наименование контрольных параметров и защит ПАО «Транснефть» № п/п 1 2 Величины уставок, условия формирования 3 щищаемого помещения, или подача команды включения алгоритма защиты по пожару в помещении кроссовых панелей с АРМ оператора МПСА ПТ Действия МПСА и технологического оборудования РД-35.240.50-КТН-0109-23 4 - отсчёт времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение (на время, необходимое для эвакуации людей из помещения, но не менее 10 с от момента включения в защищаемом помещении устройств оповещения об эвакуации). По окончании отсчёта времени задержки подачи огнетушащего вещества в защищаемое помещение: - пуск огнетушащего вещества в защищаемое помещение. Действия МПСА НПС при получении сигнала «Пожар» Без выдержки времени: - визуальная и звуковая сигнализация, оперативное сообщение о срабатывании защиты в операторной, МДП, РДП (ТДП); - последовательное отключение всех МНА защищаемой МНС по программе остановки в соответствии с 6.2.6.2, 6.2.6.3, 6.2.6.4 (для МНА без ЧРП) или по программе
