Система автоматизации и связи
Автоматическая система управления (АСУТП) должна обеспечивать:
Предусмотреть для замера дебита скважин проектируемых Обустройство кустов скважин №№ 19, 28 Среднеугутского месторождения. Расширение. ИУ со станцией управления (СУ) ИУ на базе контроллера DL-205. Тип ИУ, а также проектные решения по выбору оборудования К и А, входящего в состав ИУ, должны быть согласованы с заказчиком и соответствовать техническим требованиям к ИУ производительностью до 1500 м3/сут. утверждённые 07.12.2011г. Тип установки предусмотреть с учётом требований ЕТТ № П1-01 С041 от 10.08.2007 г. на основе тендера на основании согласованных опросных листов всеми соответствующими процессными и функциональными управлениями ООО «РН-Юганскнефтегаз». Комплектация ИУ должна соответствовать требованиям Стандарта НК «Роснефть» (взрывозащищённые светильники, нагреватели ОЭВ, система вентиляции, система пожарно-охранной сигнализации, система контроля загазованности, климат-контроль в помещениях ИУ);
Предусмотреть замер дебита скважин в ручном, автоматическом и дистанционном режиме с выводом информации на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18 и РИТУ Майского региона;
Предусмотреть установку на выкидных коллекторах ИУ и нагнетательных скважин в БГ датчиков давления с аналоговым выходным сигналом соответствующего предела измерения с выводом показаний давления в систему «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ЦДНГ-18, предусмотреть вывод информации о состоянии ДФКУ (при их наличии) в систему ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18;
Предусмотреть установку на нагнетательных скважинах датчиков расхода типа ДРС соответствующего предела измерения с вторичным прибором - вычислителем TD0004 «Тура» с выводом в систему ТМ «Телескоп+» на пульт диспетчера ЦДНГ-18;
Предусмотреть вывод информации в систему ТМ «Телескоп» о замере жидкости с счётчика ТОР в ИУ;
Предусмотреть установку датчиков охранной сигнализации на несанкционированный доступ в помещение ИУ, БГ (при наличии), аппаратурного блока, помещение БОВ-1 (при наличии данного помещения) с выводом информации в систему ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) на пульт диспетчера ЦДНГ-18. Охранную сигнализацию на КТПН выполнить на базе оборудования «Астра» с применением инфракрасных охранных датчиков и радиопередающего оборудования РПД и РПУ с выводом на ТМ;
Предусмотреть оборудование помещений ИУ и БГ (при наличии БГ) системой сигнализации загазованности с установкой датчиков загазованности и пожарной сигнализацией помещение ИУ и БГ (при наличии БГ) БОВ-1 (при наличии данного помещения) и других блочных помещений предусмотренных в проекте с выводом информации по системе ТМ «Телескоп+» на пульт диспетчера в ЦДНГ-18. Вторичный прибор пожарной сигнализации и сигнализации загазованности разместить в помещении аппаратурного блока с размещением снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства. Предусмотреть автоматическое включение вытяжного вентилятора при достижении 20% НКПР, отключение всех токоприемников при достижении 50% НКПР и при пожаре. Предусмотреть установку ручных пожарных извещателей снаружи блочных помещений и по периметру проектируемой кустовой площадки (по согласованию с ОПБ УПБ и ОТ);
Предусмотреть установку на кустовой площадке помещения блока местной автоматики (БМА) для размещения в нем оборудования КИП и А: станции управления (СУ) ИУ в комплекте со щитом питания, контроллера ТК-16L.10 с модулем расширения входов ТМДА 24 (ПИК24М) НПФ «Прорыв» (при необходимости), вторичных приборов контроля загазованности, пожарной сигнализации, измерения и сигнализации уровня в дренажной ёмкости, вторичного прибора TD 0004 «Тура», оборудования связи, коммутационного шкафа;
Предусмотреть сигнализацию низкой температуры в технологическом и аппаратурном блоках ИУ с возможностью передачи параметра через обще кустовой контроллер системы ТМ и реализовать алгоритм автоматического управления отоплением;
Предусмотреть комплектацию ИУ модернизированными КМР 1.1 и газовым КМР;
Предусмотреть датчик контроля загазованности оптического типа с системой обогрева оптики и защитой от загрязнений;
Предусмотреть для питания контроллерного оборудования и оборудования передачи данных источник бесперебойного питания UPS Smart 1000 Ватт Online с байпасом (модель SURT1000RMXL1 или SURT1000XL1) и автоматическим монитором сетевого напряжения типа ASP-AS с установкой в аппаратурном блоке;
При применении АВР для электроснабжения шкафов с аппаратурой КИП иА предусмотреть одну кабельную линию 0,4 кВ от АВР. Шкаф АВР предусмотреть в блоке НКУ;
Предусмотреть комплектацию БМА электронагревателями, предусмотреть местный обогрев ЖК панели станции управления ИУ;
Предусмотреть систему мониторинга, контроль параметров работы и дистанционное управление УЭЦН с пульта ТМ ЦДНГ -18. Перечень технологических и электрических параметров, а также параметров сигнализации и защит, передаваемых в систему ТМ «Телескоп+» от СУ ЭЦН, согласовать с ГУДНГ;
Контроллерное оборудование СУ УЭЦН должны иметь интерфейс RS-485 с поддержкой протокола MODBUS «ЮНГ-Универсал». Параметры работы станций управления ЭЦН, а так же контроль состояния ТС вывести через коммутационный шкаф (расположить в БМА) на общекустовой контроллер ТК16L.10 по интерфейсу RS-485 (последовательное подключение между СУ ЭЦН исключить), состояние СУ ЭЦН «раб/стоит» вывести на ТК16L.10, использовать «сухой контакт». В коммутационном шкафу разместить необходимое коммутационное оборудование: повторители, преобразователи интерфейсов, барьеры, предохранители и т.д. Коммутационный шкаф выполнить без применения контроллерного оборудования. Предусмотреть отдельные КК (для сигналов ТС типа «сухой контакт» и интерфейсного RS-485), расположенные на площадке станций управления. От КК площадки СУ до БМА использовать стволовые контрольные кабели сигналов RS-485 и ТС;
Предусмотреть оснащение проектируемой дренажной ёмкости кустовой площадки системой контроля сигнализации уровня жидкости c выводом информации по системе ТМ на пульт диспетчера ТМ ЦДНГ-18. Вторичный прибор системы сигнализации уровня разместить в помещении аппаратурного блока (БМА) с размещением снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства. В качестве датчиков уровня жидкости применить СУР-10. Предусмотреть вывод на ТМ параметров насосов откачки (при наличии данных насосов) с дренажной ёмкости (перечень параметров определяется в зависимости от типа насоса);
Проектные решения по выбору оборудования КИП и А входящего в состав ИУ, а также спецификации, ТТ и ОЛ должны быть согласованы с заказчиком;
-
Комплексом программно-технических средств телемеханики кустовой площадки должны выполняться следующие функции:
Сбор данных;
Обработка данных и подготовка данных к сохранению в БД;
Выполнение команд управления, поступающих от приложения «Пульт диспетчера»;
Дистанционное конфигурирование параметров настройки контроллеров из системы телемеханики;
Режим дистанционного управления переключением скважин на замер и автоматического управления ГЗУ (трёхходовыми кранами) (автоматический групповой и последовательный замер дебита);
Режим ручного управления ГЗУ (ручной одиночный и ручной сдвоенный замер);
Внеочередной замер;
Возможность переключения режима работы ГЗУ в РУЧНОЙ/ АВТОМАТИЧЕСКИЙ ДИСТАНЦИОННЫЙ по изменению состояния дискретного входа непосредственно на кусту;
Непрерывный контроль за состоянием и выдачу аварийных сообщений об отключении питающего напряжения контроллеров, неисправности датчиков телесостояния, отсутствие сигнала ТС на замер и ТС на коллектор с отвода, модулей телеуправления, обрывах контрольного кабеля к ТШК или неисправности кранов ТШК (при наличии ТШК);
Реализация изменение времени замера на отводе без потери замеров, между переключением в коллектор и переключении на замер, ожидания признака переключения в коллектор и переключении на замер;
Автоматическое исключение отвода при возникновении устойчивой ошибки переключения при работе ИУ в автоматическом режиме;
При потере связи с кустом предусмотреть в контроллере храниение информации 24 часа;
Требования к оборудованию АСУ ТП, КИПиА
Механизмы, агрегаты, арматура с механизированным приводом должны иметь местное управление, независимо от наличия других видов управления;
Вторичные приборы и оборудование КИПиА разместить в блоке автоматики;
Приборы измерения температуры, давления, уровня и загазованности должны иметь выход 4-20мА;
Все помещения, расположенные на кустовой площадке, должны быть оборудованы приборами пожарной сигнализации (ПС) и контролем доступа в них с выводом сигнала на верхний уровень и пульт управления ЦДНГ-16 Южно-Балыкского м/р;
Устанавливаемые блоки автоматики (БМА) должны иметь достаточный объем для свободного размещения шкафов автоматизации, контроллерного и др. оборудования КИПиА (учесть при заполнении опросного листа);
Предусмотреть установку всех первичных преобразователей находящихся на открытом воздухе в пластиковых шкафах обогрева, либо обогреваемых термочехлах;
Вывести информацию о технологических параметрах, загазованности, пожаре и критической (min. max) температуре в помещениях блоков на пульт диспетчера ЦДНГ. Для контроля температуры в помещениях использовать датчики с дискретным выходным сигналом;
Обеспечить необходимый температурный режим работы контроллерного оборудования, предусмотреть автоматическое отключение обогревателей при достижении критической (высокой) температуры в блоке автоматики;
В спецификациях оборудования предусмотреть ЗИП (комплект приборов и оборудования, достаточного для обеспечения 3-летнего срока эксплуатации средств КИП и А и АСУ ТП на кустовой площадке);
Предусмотреть приобретение резервных модулей контроллеров в количестве не менее 10% от количества установленных, но не менее 1шт по каждой номенклатурной позиции;
Проектом предусмотреть отключение всех токоприемников в указанных производственно-технологических помещениях (БМА, БОВ, ПКУ и т.д) по сигналу «пожар»;
Предусмотреть установку ручных пожарных извещателей снаружи блочных помещений и по периметру проектируемой кустовой площадки;
Вторичный прибор пожарной сигнализации и сигнализации разместить в помещении аппаратурного блока с установкой снаружи звукосветосигнального исполнительного устройства;
Необходимость оснащения электрифицированных задвижек автоматизированными системами с телеуправлением (с пульта цеха), обосновать ссылками на нормативные документы, входящими в перечень обязательных к применению (по ПП РФ от 26.12.2014 №1521). При обосновании необходимости автоматизации запросить в УИТ технические условия на организацию канала связи УЗА;
Системы связи должны обеспечивать
Оперативно-диспетчерской, аварийной радиосвязью обслуживающий персонал;
Каналом передачи данных для вывода данных телемеханики на верхний уровень;
Предусмотреть обеспечение оборудования АСУ ТП, КИПиА источником бесперебойного питания с байпасом;
Требования к системам связи
Применяемые системы связи на объектах:
Кусты скважин: - канал передачи данных, оснащение эксплуатирующего персонала радиостанциями действующей системы подвижной связи;
Обеспечить подключение проектируемого объекта к общекорпоративной сети по протоколу Ethernet (TCP/IP);
Персонал подразделений, эксплуатирующий нефтесборные сети, напорные и др. трубопроводы оснастить радиостанциями действующей системы подвижной связи.
ПС 35/6 кВ: канал передачи данных до точки подключения к сети ООО "РН-Юганскнефтегаз»;
Оборудование инфраструктуры сети связи (базовые станции, РРЛ, АТС (расширение, лицензии) устанавливается в отдельные помещения или блок-контейнеры узлов связи, а так же на антенные опоры, с системами, обеспечивающими полную их функциональность. Тип, конструкцию опор определить проектом с учетом результатов расчетов качественных показателей радиосвязи. Опора должна соответствовать климатическим условиям региона её эксплуатации;
Системы бесперебойного электропитания узлов связи и объектах ОПО, должна обеспечивать возможность автономной работы от АКБ в течение 4 часов, и обладать системой удаленного мониторинга. На других объектах, включая кусты скважин: системы бесперебойного электропитания, должна обеспечивать возможность автономной работы от АКБ в течение 0,5 часов, с выводом информации об отключении электроэнергии в систему ТМ, в случае применения удалённого контроля за технологическим процессом;
Точки присоединения проектируемых систем связи выбрать на основе технико-экономического обоснования из числа возможных, определённых на стадии проведения предпроектных обследований;
Системы связи выполнить в соответствие с ТУ УИТ;
Требования к монтажу
Проектирование блочных устройств выполнить в соответствии с требованиями норм технологического проектирования ВНТП 01/87/04-84 для нефтяной промышленности;
Строительно-монтажные работы выполнить в соответствии с требованиями СНиП 3.05.07-85 (с изм. 1 1990 г.) Системы автоматизации. СНиП 4.06-91 Сб.10 Оборудование связи. СНиП 4.06-91 Сб.11 Приборы, средства автоматизации и вычислительной техники;
В связи с параллельным ведением работ по строительству скважин, обустройству куста и вводу первой скважины в работу в томе ПОС предусмотреть очерёдность этапа ввода прожекторной мачты кустовой площадки возле БМА для организации связи и канала передачи данных;
В качестве контрольного кабеля использовать КВВГЭ;
Комплекс должен обеспечивать подключение внешних устройств проводом с сечением от 0,75 до 1.5 мм2 через винтовые зажимы;
Комплекс должен обеспечивать изоляцию входов и выходов к внешним устройствам с защитой 1.5 кВ;
Приборы и датчики должны быть запитаны независимыми шлейфами через искробезопасные барьеры типа Exi;
Предусмотреть в РД точные места установки уровнемеров. В конструкции поставляемых на монтаж уровнемеров, устанавливаемых в дренажные ёмкости, должны быть предусмотрены присоединительные устройства (фланцы, резьбовые соединения, байонетные соединения), исключающие дополнительные слесарно-сборочные операции;
Манометровые колонки должны иметь накидные гайки (для установки датчиков давления не вращая прибор);
Кабельные линии систем пожарной автоматики проложить по отдельным трассам или в разных отсеках лотков, имеющих сплошные продольные перегородки с пределом огнестойкости 0,25 часа из несгораемого материала;
Расположение щитов автоматизации, связи, пожароохранной сигнализации в блоке автоматики должно быть строго определёнными, с точной схемой расстановки в блоке. Предусмотреть в блоке автоматики стативы для вторичных приборов АСУ ТП;
Размеры блока автоматики должны быть достаточными для свободного размещения щитов автоматики, контроллеров и оборудования связи;
Ко всем первичным преобразователям должен быть свободный доступ для их замены и технического обслуживания;
Коммутационная аппаратура, световая сигнализация и пожарные извещатели, расположенные на открытом воздухе должны быть защищены от воздействия атмосферных осадков (предусмотреть защитные козырьки);
Монтаж кабельной продукции КИПиА, АСПС и связи выполнить по кабельной эстакаде, внутри помещений в лотках (коробах). Исключить применение трубной и подземной проводки;
Техническая документация на оборудование должна содержать:
Принципиальные схемы;
Разделы монтажа и демонтажа;
Исполнительную и конструкторскую документацию, паспорта на оборудование, комплект метрологической документации;
Разделы проведения пуско-наладочных работ и тестирования;
Руководство оператора по обслуживанию эксплуатации СУ ИУ, ПО с необходимыми файлами Подгрузки на CD;
Методику настройки программ;
Дополнительные требования
Предусмотреть вывод сигнала «пожар» с АСПС (система автоматической пожарной сигнализации) на диспетчерский пульт ЦДНГ;
Отключение токоприёмников измерительной установки, при сигнале «пожар», должно производится от срабатывания 2-х датчиков в одном шлейфе;
Предусмотреть сервисные средства и ЗИП. Объем и состав ЗИП должен быть достаточным для эксплуатации оборудования в течение гарантийного срока;
В рамках проектных работ выполнить обезличенные опросные листы (ОЛ) и технические требования (ТТ) по закупаемому оборудованию и материалам. В ОЛ и ТТ необходимо отразить электрические и технические характеристики, эскизы датчиков с габаритными, монтажными, присоединительными установочными размерами, схемы электрических расключений. ОЛ и ТТ согласовать с УИТ;
Кабельные ввода на приборах и датчиках КИПиА предусмотреть с возможностью закрепления защитного рукава (металлорукова) подключаемого контрольного кабеля;
Оборудование и материалы должны соответствовать требованиям существующих ГОСТ Р, иметь необходимые сертификаты соответствия РФ;
Строительно-монтажные, пусконаладочные работы выполнить в соответствии с требованиями СНиП, отраслевых норм и правил безопасного проведения работ;
В сметах предусмотреть доработку программного обеспечения для вывода информации на верхний уровень (интеграцию ТК16L.10 с контроллером измерительной установки и полевым оборудованием). Необходимость доработки ПО определить проектом;
Проектную документацию выполнить на бумажном носителе, и в электронном виде в формате *.pdf;
Особые требования
Спецификации оборудования, структурные схемы АСУ ТП до окончания проектных работ согласовать с УИТ;
Срок действия технических условий по АСУ ТП, КИПиА и связи 1 год;
Предусмотреть в сметах на ПНР затраты на доработку прикладного ПО для сопряжения ПЛК СУ ИУ с системой телемеханики «Телескоп+» (версия 4.0);
Предусмотреть в сметах на ПНР затраты для сопряжения СУ УЭЦН с системой телемеханики «Телескоп+» (версия 4.0);
Применить проектное решение по осуществлению контроля и управления СУ ЭЦН по протоколу «ЮНГ-универсал» к системе ТМ «Телескоп+» (версия 4.0) путём тиражирования ПО, разработанного ЗАО «НПФ «Прорыв»;
Проект согласовать с УИТ;
Документы на согласование представлять в электронном виде, в фор-мате PDF (*.pdf);
Предоставить в УИТ 1 экземпляр проекта на бумажном носителе и 1 экз. в электронном виде в формате PDF (*.pdf) на диске с составлением акта передачи.
|
20.
|
Требования к архитектурным, объемно-планировочным и конструктивным решениям
|
Здания и сооружения выполняются из блоков и укрупненных узлов максимальной заводской готовности, обеспечивающих минимальный объем СМР на строительных площадках;
Блоки должны соответствовать требованиям ВНТП 01/87/04-84;
Конструктивные и объемно-планировочные решения блоков должны обеспечить оптимальную технологичность при изготовлении, монтаже, ремонте и эксплуатации;
Блочное оборудование, площадки обслуживания, кабельную эстакаду, ВВД размещать на свайных основаниях из трубной продукции. Количество и длину свай принять согласно расчету;
Строительство ВЛ-35 кВ выполнить на унифицированных двухцепных металлических опорах, с закреплением в грунте на свайных фундаментах из железобетонных свай. При невозможности применения ж/б свай, сваи принять из металлических труб. Свайные фундаменты (материал, количество и длину свай) принять исходя из расчетов свайных фундаментов и результатов инженерных изысканий;
Монтаж оборудования ПС выполнить на свайных основаниях, со стальными ростверками и габаритом от земли не менее 1,2 м. Для эксплуатации оборудования 35 кВ (выключатели, разъединители, шкафы управления и автоматики), предусмотреть площадки обслуживания с лестницами и перилами, настил площадок обслуживания выполнить ПВ 506 ГОСТ 8706-78 (просечка). Площадки обслуживания и лестницы должны отвечать требованиям СНиП Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Свайные фундаменты принять из железобетонных свай. При невозможности применения ж/б свай, сваи принять из металлических труб. Свайные фундаменты (материал, количество и длину свай) принять исходя из расчетов свайных фундаментов и результатов инженерных изысканий;
Предусмотреть расположение узла задвижек (нефтегазосборных сетей и высоконапорного водовода) за территорией кустовой площадки;
Покрытие ограждающих конструкций, стеновых и кровельных панелей, покраска оборудования выполняется в корпоративной цветовой гамме с нанесением логотипов ПАО «НК «Роснефть» - в соответствии с ТУ (Методическими указаниями) Заказчика;
Используемые материалы и покрытия для изготовления блоков должны обеспечивать их сохранность и внешний вид без дополнительных работ на весь срок службы;
Предусмотреть установку предупреждающих и информационных знаков, знаков пожарной безопасности на кустовых площадках согласно нормам и требованиям ПБ РФ, на трубопроводах, крановых узлах - согласно требованиям методических Указаний ООО «РН - Юганскнефтегаз»;
Предусмотреть ограждение дренажных емкостей и колодцев;
Предусмотреть закрепление трассы трубопроводов на местности установкой опознавательных, предупредительных и пр. знаков в соответствии с требованиями РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов";
Конструкцию знаков принять в соответствии с требованиями инструкции № П3-05 И-009 ЮЛ-099 (версия 2.00) "Установка опознавательных знаков, аншлагов и указателей трасс трубопроводов";
Внешнее оформление (узлов задвижек, ограждение узлов задвижек) выполнить в соответствии с методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК «Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного сервисного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г.;
Конструктивное исполнение площадок обслуживания запорной арматуры и другого линейного оборудования должно обеспечивать возможность кругового доступа и обслуживания оборудования в соответствии с требованиями ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
При проектировании предусмотреть максимальное использование существующих площадок, проездов, подъездных путей;
Приведение ограждения существующих узлов задвижек к требованиям корпоративной обозначенности (при необходимости);
Предусмотреть аншлаги «Ведется видеонаблюдение» для снижения рисков краж на кустовых площадках;
Согласовать с Заказчиком в письменной форме технологическую схему и генплан объекта на стадии проект. Согласование приложить к ПЗ проекта;
Площадки обслуживания и лестницы должны отвечать требованиям СНиП и ФНиП в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Во всех случаях площадки лестницы должны иметь настил выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения;
Наружную покраску всего проектируемого технологического оборудования произвести в соответствии с методическим указанием Компании «Применение фирменного стиля ПАО «НК «Роснефть» по оформлению производственных объектов в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» блока Upstream и производственного сервисного блока» №ПЗ-01.04 М-0006 от 19.08.2011г.;
Применение новейших материалов и технологий, обеспечивающих надежную эксплуатацию;
Экологические требования в соответствии с нормативными документами, действующими на территории РФ;
Применение энергосберегающих технологий;
Технологические процессы производства должны быть максимально автоматизированы с учетом требований Стандарта Компании «Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам» № П3-04 С-0038 версия 2.00.
|
