«Газопровод днс "Казанская" точка врезки в газопровод упсв "Екатериновская" упсв "Козловская"»




Название«Газопровод днс "Казанская" точка врезки в газопровод упсв "Екатериновская" упсв "Козловская"»
страница2/8
Дата публикации14.04.2013
Размер0.7 Mb.
ТипДокументы
vbibl.ru > География > Документы
1   2   3   4   5   6   7   8

Требования по вспомогательным объектам и объектам инфраструктуры:

Данный объект будет эксплуатироваться персоналом бригады № 3 ЦЭРТ-1. Трубопроводчик, обслуживающий данный объект, дислоцируется в административном здании на территории ДНС «Казанская».

Для укрытия наибольшей работающей смены проектируемого объекта будет использоваться защитное сооружение ПРУ (типа П-3), с коэффициентом защиты 100 ед., которое будет построено в соответствии с ТУ по объекту - «Сбор нефти и газа со скважины №28, 29 Южно-Орловского месторождения ОАО "Самаранефтегаз"» в 100-150 метрах от УПСВ «Екатериновская», радиус сбора 15 км, количество укрываемых 1 человек.

    1. Требования к инженерным сетям и системам.

4.3.1 Общие требования в том числе:

Количество конденсатосборников по протяженности газопровода определить исходя из круглогодичных условий надежного транспорта газа до УПСВ «Козловская»


      1. система электроснабжения:




  1. Выполнить проект на электроснабжение.

  2. В составе проекта предусмотреть:

    1. Для электроснабжения узла учета газа и прожекторных мачт на ДНС «Казанская» монтаж ТП-6/0,4 кВ типа КТПК(ВК), отвечающую техническим требованиям ОАО «Самаранефтегаз». Мощность трансформатора согласно расчету нагрузок. Трансформатор ТМГ.

    2. При необходимости, источник бесперебойного питания для узла учета газа.

    3. Для электроснабжения проектируемых нагрузок строительство ответвления от ВЛ-6 кВ Ф-5 ПС-35/6 кВ «Казанская».

Точку подключения согласовать с ООО «Энергонефть Самара» на стадии проектирования;

    1. Выбор трассы с минимальным количеством пересечений с существующими коммуникациями.

    2. Применение провода АС-70; полимерных изоляторов ШП-20 на промежуточных опорах; спиральной вязки ПВС 70/95.1;

    3. Применение ж/б стоек СВ-105, пролеты между опорами не более 50 метров, покраску металлоконструкций атмосферостойкой краской, гидроизоляцию подземной части опор;

    4. Установку на концевой опоре линейного разъединителя, констукция которого должна соответствовать техническим требованиям ОАО «Самаранефтегаз».

    5. Вырубку, при необходимости, кустарников и деревьев при переходе через лесопосадки и расположении их в охранной зоне ВЛ. В смете предусмотреть средства на оформление лесопорубочных билетов и выполнение работ по расчистке трасс;

    6. Ж/б опоры заземлить с сопротивлением, указанном в табл.2.5.19. ПУЭ ;

    7. Двойное крепление провода в пролетах пересечений;

    8. РКУ по ветру-III, по гололеду –III;

    9. Заземляющее устройство КТПК;

    10. Технический учет электрической энергии в КТПК (ВК). Счетчик электронный типа типа СЭТ 4 ТМ;

    11. Кабель расчетного сечения с медными жилами для КЛ-0,4 кВ. Способ прокладки КЛ-0,4 кВ – по эстакаде с защитой от солнечной радиации.

    12. Расчет токов короткого замыкания и выбор уставок РЗА и защитных аппаратов;

    13. Обеспечение уровня электромагнитных помех и искажений напряжения в точке присоединения к существующей электрической сети не выше норм, установленных ГОСТ 13109-97;

    14. Защиту от перенапряжений расчетными ОПН с установкой на КТП;

    15. Применение на опорах конструкций для защиты птиц от поражения электротоком;

    16. Применение системы TN-S.

    17. Согласование опросных листов с ООО «Энергонефть Самара».

    18. Монтаж мачт освещения, количество прожекторных мачт определить проектом исходя из норм освещенности. Применить современные светильники с повышенной светоотдачей.

2.22 Пересечения проектируемой ВЛ-6 кВ согласовать с владельцами коммуникаций.

2.23 К ПСД приложить копии согласований.

2.24 Категорию надежности электроснабжения определить на стадии проектирования.

2.25 В сметной документации предусмотреть затраты на технологическое присоединение и затраты на согласование границ охранной зоны и внесение сведений о границах охранной зоны в документы государственного кадастрового учета недвижимого имущества.

2.26 Установку, при необходимости, станций катодной защиты.

2.27 Предусмотреть мероприятия по энергоэффективности.

Проектную документацию согласовать с ООО «Энергонефть Самара» до начала монтажных работ.
^ 4.3.3 Система автоматизированного управления, включая программное техническое обеспечение.



  1. Общие требования к проектированию

    1. Автоматизацию выполнить с учетом требований следующих руководящих документов:

  • ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

  • Стандарт компании ОАО «НК «Роснефть» № П3-04 СД-038.01 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам»

  • РД БТ 39-0147171-003 «Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов».

    1. Проектом предусмотреть расширение существующей Автоматизированной системы диспетчерского контроля и управления (АСДУ) ОАО «Самаранефтегаз» с подключением всех проектируемых сооружений, включая локальную измерительную систему (ЛИС) СИКГ.

  1. Требования к исполнению полевого оборудования КИП и рабочей температуре

  1. Выбор оборудования КИПиА в проекте осуществить с учетом требований Стандарта компании ОАО «НК «Роснефть» «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам» № П3-04 СД-038.01, п.п.7.1,7.2.

  2. Датчики должны иметь сертификаты Росстандарта РФ и разрешение на применение Федеральной службы по технологическому надзору (для взрывопожароопасных объектов).

  3. Датчики должны быть серийно выпускаемыми и иметь опыт промышленной эксплуатации на объектах ОАО «Самаранефтегаз».

  4. Полевое оборудование, эксплуатирующееся во взрывоопасных зонах, должно соответствовать взрывобезопасному исполнению со степенью взрывозащиты, согласно классу взрывоопасной зоны. Предпочтительный вид взрывозащиты – искробезопасная электрическая цепь.

  5. Выбор контрольных кабелей осуществить с учётом требований заводов-изготовителей к выпускаемым средствам измерения, приборам и оборудованию КИПиА.

  6. При необходимости защиты кабелей от механических воздействий рекомендуется применять металлорукава с полимерным покрытием типа МПГ.

  7. Оборудование должно обеспечивать работоспособность в соответствующих климатических условиях по ГОСТ 15150-69* «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортировки в части воздействия климатических факторов внешней среды».

  8. Исполнение оборудования по пыле- и влагозащите должно определяться согласно ГОСТ 14254-96 «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)».

  9. Рекомендуется применять датчики, поддерживающие передачу данных через интерфейс RS 485 по протоколу Modbus-RTU в режиме «подчиненный» (slave), или с унифицированными выходными сигналами, включенными в Государственный реестр СИ:

  • 4..20 мА – для датчиков с электрическим выходным сигналом.

  • 24 В постоянного тока и 220 В переменного тока – для датчиков с дискретными выходными сигналами.

  • для термопреобразователей – соответственно типу выбранного датчика.

  1. Установку приборов КИП предусмотреть с соблюдением требований завода-изготовителя к монтажу.

  2. Кабельные вводы приборов КИП должны иметь вид взрывозащиты «Ех» и обеспечивать надежное подключение прибора и кабеля, а также герметичное соединение прибора и металлополимерного рукава (трубы).

  3. Электропитание приборов КИП, вычислительных комплексов, систем предупредительной и аварийной сигнализации выполнить от источников бесперебойного питания.

  4. Для электрических приборов, средств автоматизации выполнить защитное заземление в соответствии с действующими нормами.

  5. Электроприводы автоматизируемых задвижек УЗОУ, УПОУ должны удовлетворять следующим требованиям:

  • наличие собственной (интегрированной) системы контроля и управления положением задвижки, обеспечивающей контроль состояния, управление положением и выбор режима управления непосредственно на электроприводе;

  • обязательное наличие в электроприводе последовательного интерфейса RS-485 с поддержкой протокола Modbus-RTU в режиме «подчинённый» (slave) с возможностью дистанционного контроля, управления и конфигурирования параметров работы задвижки.

  1. Требования к размещению оборудования КИП, накоплению, обработке и выводу информации, размещению вторичных приборов

    1. При необходимости вывода информации от ЛИС СИКГ в операторную ДНС «Казанская», расположение вновь проектируемого оборудования в операторной определить проектом и согласовать с Управлением информационных технологий ОАО «Самаранефтегаз». При необходимости предусмотреть строительство кабельной эстакады до здания операторной.

  1. Требования к системам контроля и управления работой комплекса оборудования

  1. Системы автоматизации должны строиться на базе современных средств автоматизации технологических процессов.

  2. Технические и базовые программные средства системы должны быть обеспечены соответствующей технической поддержкой со стороны производителя.

  3. Системы автоматизации должны обеспечивать возможность модернизации, изменения структуры и функций при изменении технологических процессов.

  4. Предусмотреть в поставке блочно-модульного технологического оборудования комплектные ЛИС на базе промышленных контроллеров.

  5. Системы автоматизации должны обеспечивать работу оборудования круглосуточно в непрерывном режиме в соответствии с технологическим регламентом.

  6. В составе систем автоматизации должны быть предусмотрены устройства бесперебойного питания.

  7. Срок службы систем автоматизации должен быть не менее 10 лет.

  8. Средства автоматизации должны иметь аппаратную и программную диагностику исправности информационных сетей, блоков и модулей, входных и выходных электрических цепей.

  1. Требования к измерению и регистрации параметров

Проектом предусмотреть оснащение объектов автоматизации оборудованием, обеспечивающим измерение и регистрацию параметров в объеме, соответствующем требованиям Стандарта Компании П3-04 СД-038.01 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам», раздел 5.

  1. Требования к предупредительной и аварийной сигнализации отклонений параметров

Предусмотреть систему предупредительной и аварийной сигнализации отклонений параметров объектов автоматизации в объеме, соответствующем требованиям Стандарта Компании П3-04 СД-038.01 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам», разделы 5, 6.

  1. Требования к системе автоматического поддержания заданного значения технологических параметров

Требования не предъявляются.

  1. Требования к составам программно-технических комплексов

    1. Поставляемые ЛИС СИКГ должны быть комплектными, сертифицированы и иметь разрешение на применение на опасных производственных объектах. В составе ЛИС СИКГ должно поставляться базовое и прикладное программное обеспечение с комплектом документации по ГОСТ 34.201-89 и ГОСТ 19.101-77.

    2. Предусмотреть в составе ЛИС СИКГ последовательные интерфейсы RS 485 с поддержкой протоколов ProfiBus, MPI либо Modbus-RTU в режиме «подчиненный» (slave) для подключения к ИВК системы телемеханики. Данные по работе с ЛИС СИКГ по протоколу Modbus-RTU должны содержать следующие сведения:

  • адрес устройства;

  • номер функции для считывания данных в соответствии со спецификацией протокола Modbus-RTU;

  • адрес параметра;

  • скорость передачи данных;

  • тип данных (размерность, знаковость);

  • комментарий (описание параметра, единица измеряемой величины, диапазон измеряемой величины).

    1. Предусмотреть заземление оборудования ЛИС СИКГ на отдельный контур.

    2. Программно-технические комплексы проектируемых КП, входящие в ИВК и обеспечивающие сбор и обработку данных, должны быть выполнены на базе терминальных контроллеров ТК16L. Модификацию контроллеров определить проектом исходя из фактической потребности в количестве входов/выходов, а также необходимых каналов связи. При нехватке собственных входов/выходов контроллеров использовать терминальные модули ПИК-24М и ПИК 16УМ1.

  1. Требования к системе передачи технологической информации на верхний уровень

    1. Проектом предусмотреть организацию контролируемых пунктов (КП) на объектах автоматизации с подключением к действующей Автоматизированной системе диспетчерского контроля и управления ОАО «Самаранефтегаз» (центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) «Суходол»), построенной на базе SCADA «Телескоп+» (далее - АСДУ).

    2. В рамках проекта выполнить документацию на АСУ ТП в соответствии с ГОСТ 34.201-89 и ГОСТ 19.101-77 по видам обеспечения:

  • Общесистемные решения;

  • Информационное обеспечение;

  • Программное обеспечение;

  • Техническое обеспечение

в части расширения АСДУ по количеству контролируемых параметров, передаваемых с вновь проектируемых КП.

    1. В рамках проекта разработать прикладное программное обеспечение на расширение АСДУ ОАО «Самаранефтегаз» в составе:

  • структурированное описание вновь проектируемых объектов в базе данных АСДУ;

  • подсистема сбора телеметрических данных;

  • драйверы поддержки MODBUS-устройств;

  • модули расширения Телескоп+ v.4 (библиотеки AD3), а также модули расширения для контроллеров серии TK16L (разрабатываются при необходимости);

  • подсистема визуализации данных на АРМ пользователей.

    1. Описание оборудования (контроллеров, датчиков, счётчиков и прочих устройств) в базе данных выполнить в соответствии с имеющимися правилами описания объектов в АСДУ.

    2. Внешний вид мнемосхем (цвет, размер шрифтов и форм, вид кнопок и т.д.) выполнить в едином стиле с имеющимися элементами визуализации действующей АСДУ.

    3. Цветовую индикацию отображения текущих значений, аварийных и предупредительных сообщений выполнить в соответствии с требованиями стандарта компании П3-04 СД-038.01 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам», раздел 9.

    4. Драйверы поддержки MODBUS-устройств должны обеспечивать:

  • сбор информации с интеллектуальных устройств в полном объеме, предусмотренном заводом-изготовителем;

  • возможность считывания текущих значений технологических параметров, хранения их в базе данных;

  • управление устройством;

  • чтение и изменение уставок.

Предусмотреть возможность внеочередного опроса параметров.

    1. Разработанное прикладное программное обеспечение предоставить на компакт-диске в виде законченного дистрибутива, готового к инсталляции.

    2. Разработать программу и методику испытаний системы передачи технологической информации в АСДУ.

    3. В рамках проекта выполнить сметы на СМР и ПНР систем автоматизации и связи. Предусмотреть шеф-монтажные и пуско-наладочные работы систем автоматики, пожарной, охранной сигнализации и др., поставляемых комплектно с оборудованием в блочно-модульном исполнении (блок-боксы КИПиА и т.д.)

    4. Для телемеханизации проектируемых объектов организовать КП системы телемеханики с абонентскими номерами в АСДУ.

    5. В качестве канала передачи данных в АСДУ использовать существующие сети операторов сотовой связи GSM/GPRS.

    6. Подключение КП к КСПД ОАО «Самаранефтегаз» по GPRS-каналу связи выполнить в соответствии с политикой информационной безопасности ОАО «НК «Роснефть». Тип и высоту подвеса антенн определить по зоне гарантированной связи с базовыми станциями оператора GSM/GPRS-связи.

    7. На стадии «Проектная документация» до начала разработки рабочей документации согласовать с Управлением информационных технологий ОАО «Самаранефтегаз»:

  • размещение проектируемого оборудования автоматики и связи (шкафов, АМС), а также трасс прокладки кабелей;

  • схему структурную комплекса технических средств;

  • схему организации каналов связи.

  1. Требования к системам ПОЖС

    1. В случае оснащения проектируемых объектов системами ПОЖС руководствоваться требованиями Стандарта Компании П3-04 СД-038.01 «Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи. Требования к функциональным характеристикам», раздел 7.

    2. Пожаробезопасность аппаратуры должна обеспечиваться применением в аппаратуре защитных устройств электрических цепей от токов перегрузки и коротких замыканий, применением трудногорючих или негорючих материалов, веществ и покрытий, и контролем сопротивления изоляции.

  1. Требования к системам автоматизации в части реализации функций безопасности и диагностики их работоспособности

    1. Короткие замыкания в аппаратуре, линиях связи и цепях питания не должны приводить к иным последствиям, кроме отключения поврежденных линий связи и аппаратуры.

    2. Средства автоматизации должны иметь аппаратную и программную диагностику исправности информационных сетей, блоков и модулей, входных и выходных электрических цепей.




  1. Особые условия

Настоящие Технические условия (редакция 4.0 от 19.09.2012 г.) действительны до 30.09.2013 г. По истечении указанного срока необходимо организовать подготовку обновлённой редакции Технических условий.

Ранее выданные Технические условия считать утратившими силу.

1   2   3   4   5   6   7   8

Похожие:

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconИзвещение о проведении открытого запроса цен на право заключения...
Заказчик/организатор настоящим объявляет о проведении открытого запроса цен на право заключения договора на выполнение строительно-монтажных...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconNord Stream полностью отражает географическое положение, масштаб...
Морской газопровод через Балтийское море имеет наименование Nord Stream (русский вариант «Северный поток»). Наименование «Северо-Европейский...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» icon6 введение
России и играют уникальную роль в системе жизнеобеспечения и безопасности Российской федерации. Реальный газопровод находится под...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconКоммерческое предложение по поставке мобильного цифрового рентгеновского
Мобильный цифровой рентгеновский комплекс типа мцрк-300Д может быть использован при выполнении врезок в газопровод в процессе ремонта...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconВ москве взорвался газопровод
Вскоре на месте аварии в небо взметнулся огненный факел, достигавший 200-метровой высоты и видимый даже из Подмосковья, сильнейший...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconИнститут прав человека
Основанием для его нынешнего задержания послужило подозрение в том, что он незаконно отапливал теплицу через «врезку» в газопровод,...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconСообщение о существенном факте о приобретении лицом права распоряжаться...
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром межрегионгаз», Российская Федерация, 142770, Московская область, Ленинский район,...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconСообщение о существенном факте о появлении лица, контролирующего эмитента
Рн (если применимо) организации либо фамилия, имя и отчество физического лица, контролирующего эмитента: Общество с ограниченной...

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconТехническое задание на проектирование по объекту: «Капитальный ремонт...
Моторостроителей д. 3 корп. 2 (от врезки, в направлении тепловой камеры тк-41) в Дзержинском районе г. Ярославля

«Газопровод днс \"Казанская\" точка врезки в газопровод упсв \"Екатериновская\" упсв \"Козловская\"» iconДальний восток как птк
Самая восточная точка 169°40?(з д.) м. Дежнёва- крайняя восточная точка России

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
vbibl.ru
Главная страница