– климатические и другие внешние условия эксплуатации систем автоматизации на объектах МН часто носят неблагоприятный характер как для эксплуатирующего их персонала, так и для технических средств автоматизации, особенно – для изделий полевой автоматики;
– эксплуатируются и многочисленные типовые технологические объекты автоматизации, и ряд уникальных транспортно-производственных комплексов, требующих скоординированного управления.
8.2.6.2 Основные типы технологических объектов МН и соответствующих систем (подсистем) автоматизации управления (ОТТ-06.02-72.60.00-КТН):
а) магистральный нефтепровод (в целом):
1) многоуровневая АСУ магистральным нефтепроводом, в том числе:
– SCADA – система
– АСУ ТП НПС
– АСУ ТП РП
2) система обнаружения утечек
3) система линейной телемеханики
4) промышленная телекоммуникационная сеть
5) система ПТС
б) нефтеперекачивающая станция:
1) АСУ ТП НПС, в том числе:
– SCADA – система
2) промышленная телекоммуникационная сеть
3) системы ПАЗ и блокировок
4) система контроля загазованности
5) система вибромониторинга насосных агрегатов
6) САР давления в трубопроводе
7) система автоматического пожаротушения НПС
в) резервуарный парк:
1) АСУ ТП РП, в том числе:
– SCADA – система
2) промышленная телекоммуникационная сеть
3) промышленная полевая сеть
4) системы ПАЗ и блокировок
5) система автоматического пожаротушения РП
г) площадка МЗЗ:
1) система телеуправления МЗЗ
д) терминал нефтепровода:
1) локальная система автоматизации терминала
8.2.6.3 АСУ ТП нефтеперекачивающей станции (ОТЗ-06.02-72.60.00-КТН)
а) АСУ ТП нефтеперекачивающей станции должна выполнять следующие группы основных функций:
1) противоаварийные защиты станции в целом, магистральных насосных агрегатов и другого оборудования НПС от аварий и перегрузок;
2) автоматический и/или автоматизированный пуск/останов насосных агрегатов;
3) автоматическое регулирование давления в нефтепроводе;
4) централизованный автоматический контроль текущих значений параметров, характеризующих технологический режим и состояние оборудования станции;
5) автоматический непрерывный контроль нормативных параметров НПС и прилегающей части нефтепровода;
6) автоматический вибромониторинг насосных агрегатов станции;
7) автоматический контроль загазованности на объектах НПС;
8) автоматическое пожаротушение;
9) контроль работы устройств очистки трубопровода и диагностики его состояния;
10) дистанционное управление состоянием (включено/выключено) оборудования станции;
11) информационный обмен данными с верхним уровнем управления МН, а также речевыми сообщениями с операторами смежных НПС, РП и терминалов.
б) функции противоаварийных защит (ПАЗ), реализуемые АСУ ТП НПС, должны выполняться самостоятельными подсистемами АСУ ТП и обеспечивать предотвращение аварий на станции и/или снижение размеров наносимого ими вреда. С этой целью при появлении заранее установленных условий (например, – при выходе значений определенных параметров, характеризующих состояние процесса или технологического оборудования, за допустимые пределы), соответствующие функции (системы, подсистемы) ПАЗ должны проводить отключение (останов) или блокировку работы агрегатов станции.
в) системы ПАЗ должны выполняться в виде автономных подсистем, относящихся по международному стандарту МЭК 61511 к приборным системам безопасности. Такие системы должны быть способны сохранять свою работоспособность даже в случае отказа других функций АСУ ТП нефтеперекачивающей станции. Подсистемы ПАЗ должны отвечать требованиям ОТТ-06.02-72.60.00-КТН.
Примечание – Реализация функциональных подсистем ПАЗ на тех же средствах вычислительной техники (программируемых микроконтроллерах), которые используются для выполнения других функций АСУ ТП, допускается, если будет показано, что такое решение не приводит к снижению показателей надежности и функциональной безопасности (см. п. 4.1.5 и 4.1.6 указанного стандарта).
8.2.6.4 АСУ ТП резервуарного парка (ОТ3-06.02-72.60.00-КТН)
АСУТП резервуарного парка должна выполнять следующие группы основных функций:
− противоаварийные защиты резервуарного парка в целом и его оборудования от аварий и перегрузок;
− дистанционный автоматический или автоматизированный пуск/останов приводных агрегатов;
− измерение и контроль текущих значений параметров, характеризующих технологический режим и состояние оборудования РП;
− контроль донных отложений в резервуарах и дистанционное управление их удалением;
− автоматический контроль возникновения пожара на объектах РП и автоматическое пожаротушение;
− дистанционный контроль за состоянием оборудования РП и управление этим оборудованием;
– информационный обмен данными с верхним уровнем управления МН, а также с АСУ ТП смежных НПС, РП и терминалов.
– функции противоаварийных защит (ПАЗ), реализуемые АСУ ТП РП, должны выполняться самостоятельными подсистемами АСУ ТП и обеспечивать предотвращение аварий в резервуарном парке и/или снижение размеров наносимого ими вреда в соответствии с требованиями руководящих документов компании.
8.2.6.5 АСУ ТП системы линейной телемеханики (ОТЗ-06.02-72.60.00-КТН):
а) система телемеханики линейной части МН (линейная телемеханика) должна обеспечивать функции централизованного контроля и управления оборудованием линейной части МН.
б) система телемеханики линейной части МН должна выполнять функции:
1) телеконтроля:
- состояния охранной сигнализации ПКУ, КППСОД, узлов с запорной арматурой, колодцев отбора давления;
- состояния и положения линейной запорной арматуры;
- состояния средств электрохимзащиты;
- прохождения средств очистки и диагностики;
- срабатывания моментных выключателей запорной арматуры;
- состояния и положения линейных разъединителей и выключателей вдоль трассовой ЛЭП;
- минимальной температуры в ПКУ;
- состояния связи; - наличия напряжения;
- максимального уровня утечек в емкости сбора из КППСОД;
- герметичности КППСОД - затопления колодцев отбора давления и площадок КППСОД на переходах;
- МН через водные преграды;
2) телеуправления:
- линейной запорной арматурой;
- линейными разъединителями и выключателями вдольтрассовой ЛЭП;
- деблокировкой сигнала датчика прохождения СОД;
- освещение ВПП; - режимом работы станции ЭХЗ;
3) телеизмерения:
- избыточного давления в рабочих и отключенных трубопроводах;
- защитного потенциала "труба-земля";
- тока и напряжения на выходе станций ЭХЗ;
- расхода нефти в нефтепроводе;
- температуры нефти;
4) телерегулирования:
- выходного тока станции ЭХЗ;
5) связи:
– обмен информацией с устройствами телемеханики на РДП и на НПС по телеме-ханическим протоколам в соответствии с рекомендациями серий стандартов ГОСТ Р МЭК 870-5 и ГОСТ Р МЭК 870-6.
8.2.6.6 АСУ ТП ПТС (ОТЗ-06.02-72.60.00-КТН):
а) отказы отдельных видов оборудования на любой площадке не должны влиять на работу сети ПТС. Полный отказ оборудования на какой-либо площадке (например, вследствие длительного отключения электроэнергии) должен привести к потере связи только с этой площадкой, не затрагивая всю сеть ПТС;
б) сеть должна быть многократно дублирована, используя собственную топологию сети, спутниковую связь, выход на коммерческих операторов связи.
в) в системе ПТС необходимо предусматривать использование четырех основных трактов связи - три тракта по линиям магистральных линий и тракт спутниковой связи, являющийся внешним по отношению к основным трактам связи:
1) линии для передачи данных системы СДКУ (основная и резервная), работающие в стандарте IEEE 802.3u и/или IEEE 802.Зab;
2) линии для передачи речевых сообщений диспетчерской связи, ретрансляции радиотелефонной связи;
3) линии связи средств обеспечения безопасности, работающие в стандарте IEEE 802.3u (IEEE 802.Зab);
4) линии спутниковой связи, работающие в Ku-диапазоне, резервный канала связи для передачи данных системы СДКУ и речевых сообщений на объекты трубопроводов;
г) в качестве основных соединительных линий должен быть использован волоконно-оптический кабель (ВОК). Там, где прокладка ВОК затруднена или не представляется возможной, должно использоваться радиорелейное микроволновое оборудование;
д) канал спутниковой связи должен быть использован для замыкания контура передачи данных системы СДКУ и аварийной телефонной связи между центрами управления и ключевыми насосными станциями в случае невозможности организации каналов связи через резервные маршруты. Это обеспечит бесперебойную работу системы АСУ ТП трубопровода в случае выхода из строя основной системы связи;
е) все каналы для передачи сообщений СТМ в СДКУ должны быть оснащены интеллектуальными модемами, обеспечивающими выбор наиболее помехоустойчивой скорости передачи сообщений;
ж) все устройства должны обеспечивать контроль посредством использования протокола SNMP. Оперативный контроль этих устройств должен осуществляться с помощью системы управления сетями, размещаемой в одном или нескольких центрах управления для каждого трубопровода, с целью выявления и устранения сбоев до того, как произойдет отказ всей системы связи, предотвращения несанкционированного подключения оборудования и передачи данных. Система управления сетями должна иметь возможность подключаться к аналогичной системе соседнего трубопровода в качестве резервной системы;
и) система ПТС должна функционировать в непрерывном режиме и обслуживаться в режиме, предусматривающем возможность экстренного обслуживания (например, замены отказавшего элемента) и минимально необходимый объем операций по плановому (штатному) эксплуатационному обслуживанию.
8.2.6.7 АСУ ТП САР давления (ОТЗ-06.02-72.60.00-КТН):
а) САР давления нефтеперекачивающей станции должна выполнять следующие группы основных функций:
1) автоматическое регулирование давления в нефтепроводе на входе и выходе НПС;
2) автоматический контроль (сбор и первичная обработка) данных о текущих значениях параметров, характеризующих технологический режим и состояние оборудования;
3) информационный обмен данными с другими подсистемами АСУ ТП НПС;
б) функции автоматического регулирования давления транспортируемой нефти на входе и выходе станции должны обеспечивать:
1) ограничение давления на входе станции значением, не превышающим допустимое по условиям кавитации МНА;
2) поддержание давления на выходе станции (после исполнительного органа САР) на заданном уровне, не превышающем значения, ограниченного разрешенным рабочим давлением последующего участка магистрального нефтепровода с динамической погрешностью регулирования (при нормальном режиме перекачки);
в) САР давления (совместно с другими подсистемами АСУ ТП НПС) должна обеспечивать выполнение следующих функций централизованного контроля состояния технологического процесса и технологического оборудования в рамках своего объекта управления, а также самой системы регулирования:
1) автоматические измерения параметров состояния технологического процесса с цифровой индикацией результатов этих измерений на пульте оператора НПС;
2) выявление и сигнализация на мнемосхеме НПС места и характера нарушений технологическими параметрами установленных допустимых и предаварийных значений давления в МН;
3) индикация на мнемосхеме и/или на экране монитора сигналов, отражающих текущее состояние работы САР давления и связанного с ней технологического оборудования, включая положения исполнительных органов;
4) индикация режимов работы и результатов автоматической диагностики исправности систем и основных средств автоматики и вычислительной техники, примененных в САР давления.
8.2.6.8 Источники бесперебойного питания и источники электроснабжения
(ОТТ-06.02-72.60.00-КТН):
–электротехнические устройства (объекты) АСУ ТП и ПТС относятся к электроприемникам особой группы I категории электроснабжения, не допускающей перерыва электропитания;
– электроснабжение объектов АСУ ТП и ПТС должно быть организовано от системы электроснабжения НПС, вдольтрассовых ВЛ, сторонних источников электропитания;
– энергетическая сеть переменного тока системы электроснабжения, подводимая к объектам АСУ ТП и ПТС, должна иметь 3 фазы;
– для организации бесперебойного электропитания объектов АСУ ТП и ПТС необходимо применять третий независимый источник питания – ИБП;
– бесперебойное электропитание объектов АСУ ТП и ПТС должно обеспечить работу потребителей, охватываемых им, не менее указанного в действующих нормативных документах времени после исчезновения напряжения сети (кроме принтеров). Бесперебойное электропитание должно поддерживать работу средств телемеханики линейной части МН (вместе с датчиками) не менее указанного в действующих нормативных документах времени после исчезновения напряжения сети. Бесперебойное электропитание должно поддерживать работу потребителей электроэнергии СИКН в течение двух часов после исчезновения напряжения сети.
8.2.6.9 Автоматизированная система обнаружения утечек (СОУ):
- текущий контроль давления и/или расхода и других параметров технологических процессов;
– текущий контроль технического состояния насосных агрегатов, узлов запорной арматуры и участков линейной части трубопроводов, наиболее опасных по последствиям аварий;
– управление вводом данных и вызовом операций пуска и останова оборудования, открытием и закрытием запорной арматуры и вводом уставок для схем управления технологическими процессами;
– возможность оперативного использования данных об обнаружении утечек в целях их локализации и ликвидации аварийно-восстановительными службами эксплуатирующей организации.
8.2.7 До пуска объекта для систем нормальной эксплуатации важных для безопасности, должны быть разработаны программы и методики:
- проверки работоспособности и испытания систем на соответствие их проектным показателям;
- проверки последовательности прохождения сигналов управления (в том числе переход на аварийные источники питания);
- контроля состояния металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов;
- проверки метрологических характеристик измерительных каналов на соответствие проектным требованиям.
8.2.8 Важные для безопасности системы должны проходить прямую и полную проверку на соответствие проектным показателям при вводе в эксплуатацию, после ремонта и периодически в течение всего срока службы. Если проведение прямой и/или полной проверки невозможно, что должно быть доказано в проекте, следует проводить косвенные и/или частичные проверки.
Достаточность косвенной и/или частичной проверки должна быть обоснована в проекте.
Периодичность и допустимое время технического обслуживания и проверок должны осуществляться в соответствии с регламентами технического обслуживания, контроля и технического освидетельствования «Транснефть».
8.2.9 При выборе материалов и определении срока службы систем нормальной эксплуатации МН должны учитываться коррозионно-химические, тепловые, гидравлические и другие воздействия, возможные при нормальной эксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации, включая проектные аварии.
8.2.10 Системы и элементы трубопроводов МН должны выдерживать статические и динамические нагрузки и температурные воздействия при проектных авариях.
8.2.11 В проекте должны быть определены требования к химическому составу нефти, а также требования к средствам, обеспечивающим очистку трубопровода от парафиновых отложений и коррозии.
8.2.12 Проектом МН должна быть предусмотрена возможность очистки трубопроводов и резервуаров.
8.2.13 Проектом МН должны быть предусмотрены средства и методы, обеспечивающие:
- контроль состояния основного металла и сварных соединений;
- контроль герметичности МН;
- защиту от недопустимого повышения давления в трубопроводах и резервуарах при предаварийных ситуациях и проектных авариях;
- контроль и регистрацию параметров, необходимых для оценки остаточного ресурса систем и элементов МН.
8.3 Системы безопасности
8.3.1 В соответствии с принципом эшелонированной защиты проектом МН должны быть предусмотрены СБ, выполняющие следующие функции безопасности:
- автоматический останов перекачки нефти по трубопроводам МН при нарушении пределов и условий безопасной эксплуатации или снижения технологических параметров (давления) и удержание МН в таком состоянии как угодно долго;
- удержание нефти в установленных границах при нормальной эксплуатации и проектных авариях и ограничение их распространения в окружающую среду в случае запроектных аварий на МН.
8.3.2 Защита трубопроводов от перегрузок по давлению.
8.3.2.1 Перегрузки по давлению (гидравлический удар) возникают при любых изменениях скорости перекачки.
8.3.2.2 Причины возникновения гидравлического удара в МН:
– пуск и отключение насосного агрегата (НПС),
– изменение степени открытия задвижек (регулирующих заслонок),
– включение – отключение отводов.
8.3.2.3. При проектировании новых и реконструкции действующих МН следует использовать оборудование, исключающее возникновение гидравлического удара:
– системы плавного пуска насосных агрегатов,
– факт мгновенного закрытия запорно–регулирующей арматуры.
8.3.2.4 Различают активные и пассивные методы защиты трубопроводов от перегрузок по давлению.
8.3.2.5 К активным относится система создания встречной волны пониженного давления, идущей навстречу волне повышенного давления (типа «Волна»), которая включает:
– устройство для формирования сигнала при возникновении опасных возмущений давления;
– линию связи с НПС МН;
– устройство для отключения одного или нескольких насосных агрегатов при поступлении сигнала.
8.3.2.6 К пассивным средствам защиты трубопровода от перегрузок относятся:
– установка воздушных колпаков на линии всасывания НПС, обеспечивающих снижение скорости нарастания давления ;
– автоматический сброс части перекачиваемой нефти в месте возникновения волны повышенного давления в специальный резервуар (система сглаживания волн давления – ССВД).
8.3.2.7 Автоматический сброс части перекачиваемой нефти в специальный резервуар осуществляется системой сглаживания волн давления (ССВД), которая должны соответствовать требованиям РД 153-39.,РД «Магистральные нефтепроводы. Проектирование».
8.3.3 Применение системы автоматизации и телемеханизации технологических процессов в части выполнения защитных функций должны обеспечивать безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопровода, его сооружений и оборудования, незамедлительное обнаружение возникшей аварии и создание условий для быстрейшей ее ликвидации.
Сигнал аварийного состояния, а в необходимых случаях – сигнал неисправности с расшифровкой вида и места возникновения неисправности с каждого сооружения станции должен передаваться в МДП.
8.3.3.1 Средства контроля и автоматизации НПС должны обеспечивать:
а) оповещение обслуживающего персонала:
1) при срабатывании любой предупредительной сигнализации;
2) при срабатывании любой общестанционной или агрегатной защиты;
б) контроль наработки агрегатов;
в) установку задатчика регулятора давления.
8.3.3.2 Средства технического контроля и автоматики линейной части (функции безопасности) должны обеспечивать:
– оповещение обслуживающего персонала о разрывах трубопровода при наличии установленной системы обнаружения утечек;
– автоматическое подключение станций защиты при аварийном повышении давления на участке с горным рельефом, отключение перекачивающих станций этого участка;
– дистанционное управление запорной арматурой;
– сигнализацию о неисправности устройств дренажной и катодной защиты трубопроводов от коррозии;
– автоматическое прекращение перекачки и перекрытие линейной запорной арматуры, отключающей поврежденный участок, при разрыве трубопровода или появлении утечки в местах ответственных переходов и вблизи населенных пунктов;
– автоматическую остановку НПС при перекрытии линейной запорной арматуры на участках за станцией;
– непрерывный или периодический контроль трубопровода по обнаружению мелких утечек и мест их возникновения.
8.3.3.3 Для оповещения о разрывах трубопровода и утечках нефти предусматривается сигнализация о следующих изменениях параметров работы МН:
– снижение давления на нагнетании перекачивающих станций;
– увеличение часовой подачи насосов и нагрузки электродвигателей;
– возникновение дисбаланса расходов на участках трубопровода между перекачивающими станциями с резервуарными парками.
8.3.4 СБ должны быть отделены от систем нормальной эксплуатации так, чтобы нарушение или вывод из работы любого элемента (канала) систем нормальной эксплуатации не влияли на способность СБ выполнять предъявляемые к ним требования обеспечения безопасности.
Многоцелевое использование СБ и их элементов должно быть обосновано. Совмещение функций не должно приводить к нарушению требований обеспечения безопасности и снижению установленной надежности систем (элементов).
8.3.5 При проектировании СБ должны быть предусмотрены и обоснованы условия, объем и периодичность проверок работоспособности и испытаний СБ на соответствие проектным характеристикам.
Проектом должны быть предусмотрены мероприятия, исключающие возможность несанкционированного изменения в схемах, аппаратуре и алгоритмах СБ.
8.3.6 В проекте должен быть определен перечень проектных аварий, требующих использования защитных СБ, включая систему останова перекачки и систему сброса давления, и должно быть показано соответствие защитных СБ предъявляемым к ним требованиям.
8.3.7 Срабатывание СБ не должно приводить к отказам оборудования систем нормальной эксплуатации.
8.3.8 Проектом должна быть обеспечена работоспособность защитных СБ в экстремальных условиях (пожар, затопление помещений и др.).
8.3.9 Для управляющих систем должны предусматриваться:
- непрерывная автоматическая диагностика работоспособности;
- периодическая диагностика исправности каналов и диагностика систем (элементов) с пультов (щитов) пункта управления
8.3.10 При проектировании пультов управления должны быть оптимально решены вопросы взаимодействия системы «человек-машина». Параметры, которые необходимо контролировать на щите управления должны быть отобраны и отображаться для обеспечения оперативного представления персоналу однозначной информации о соблюдении пределов и условий безопасной эксплуатации, а также идентификации и диагностики автоматического срабатывания и функционирования систем безопасности.
8.3.11 Проектом должны быть предусмотрены необходимые и достаточные средства для противопожарной защиты МН, в том числе средства обнаружения и тушения горения нефти.
8.4 Требования к уровню показателей безопасности
8.4.1 Все работы, влияющие на безопасность МН, должны сопровождаться деятельностью по обеспечению качества, при этом должно обеспечить разработку и выполнение общей программы обеспечения качества на МН и контролировать обеспечение качества деятельности организаций, выполняющих работы и/или предоставляющих услуги для .
8.4.2 В и организациях, выполняющих работы и (или) предоставляющих услуги для , должна формироваться и поддерживаться культура безопасности путем проведения необходимого подбора, обучения и подготовки работников (персонала) в каждой сфере деятельности, влияющей на безопасность, установления и строгого соблюдения дисциплины при четком распределении персональной ответственности руководителей и исполнителей, разработки и строгого соблюдения требований инструкций по выполнению работ и их периодической корректировке с учетом накапливаемого опыта.
8.4.3 обеспечивает безопасность МН. Для этого разрабатывает меры по предотвращению аварий и уменьшению их последствий, обеспечивает техническую безопасность при эксплуатации сосудов, работающих под давлением, подъемно-транспортного и электрического оборудования, сложных технических устройств, при выполнении электромонтажных и строительно-монтажных работ, предупреждает аварии, сопровождающиеся пожарами, взрывами.
8.4.4 Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) нефтепроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра нефтепроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06,РД «Магистральные нефтепроводы. Проектирование».
8.4.5 Утверждение границ охранных зон проектируемых МН и наложение ограничений (обременений) на входящие в них земельные участки, производятся на основании материалов по межеванию границ охранной зоны органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации по согласованию с собственниками, владельцами или пользователями земельных участков.
8.4.6 При прокладке МН вблизи населенных пунктов, промышленных предприятий и водоемов, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии менее 500 метров с низовой стороны от трубопровода должны предусматриваться защитные мероприятия (повышение толщины стенки труб, заглубление трубопровода на 50 процентов больше нормы, строительство отводных канав с амбарами и иные мероприятия). Отвод разлившейся нефти должен быть предусмотрен в безопасные места для последующей утилизации разлившегося опасного вещества. Трассу отводных канав следует предусматривать с учётом рельефа местности. Складирование вынутого из канавы грунта следует предусматривать с низовой стороны для дополнительной защиты от жидкого опасного вещества в случае его утечки из трубопровода.
8.4.7 Определение уровня показателей безопасности основывается на достигнутом современной практикой проектирования уровне безопасности, исходя из условия приемлемости уровня безопасности и анализа причин разрушения трубопроводов, эксплуатация которых предусмотрена на суше и в море.
8.4.8 При выборе трассы и проектировании МН необходимо обеспечить уровень индивидуального[2] риска гибели человека из категории «население проживающее на близлежащей территории» не более 5×10-6 год-1 на всех стадиях жизненного цикла МН.
8.4.9 При проведении работ на объектах МН на всех стадиях жизненного цикла для лиц, участвующих в проведении данных работ («персонала»):
- приемлемый уровень индивидуального риска - менее 5×10-5 год -1;
- неприемлемый уровень индивидуального риска - более 2,5×10-4 год -1;
- интервал от 5×10-5 год -1 до 2,5×10-4 год -1 является интервалом контролируемого риска (работы не приостанавливаются, но должны быть предприняты меры для достижения приемлемого уровня риска).
8.4.10 Рекомендуемые уровни показателей безопасности приведены в таблице 6
Таблица 6 – Рекомендуемые уровни показателей безопасности
Предельное состояние | Удельная частота аварий | Класс по безопасности | ||
По исчерпанию несущей способности | (1000 км×год)-1 | Нормальный | Средний | Высокий |
0,05 - 0,15 | 0,03 - 0,05 | 0,01 - 0,03 |
8.4.11 По требованиям противопожарной защиты МН должны удовлетворять требованиям Общего технического регламента, разрабатываемого по теме РТР-08-03 «О пожарной безопасности» «Программы разработки технических регламентов на г.», утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 6 ноября 2004 г. .
9 ЭКСПЛУАТАЦИЯ МН
9.1 Общие требования
9.1.1 Безопасная эксплуатация МН (участка МН) осуществляется администрацией, имеющей необходимые организационные структуры и полномочия, обеспеченной необходимыми финансовыми и материально-техническими ресурсами, нормативными документами и научно-технической поддержкой.
9.1.2 Безопасная эксплуатация МН (участка МН) обеспечивается реализацией системы управления функциональной целостностью (герметичностью) трубопровода, которая включает:
– управленческую структуру, обязанности, и ответственности;
– рабочие процедуры (инструкции);
– контроль документов и записей;
– контроль/мониторинг целостности;
– аспекты охраны окружающей среды и здоровья обслуживающего персонала и населения.
9.1.3 Вероятностные оценки чувствительны к допущениям, сделанным во время расчета/проектирования, что обуславливает важность отсутствия их нарушения в процессе эксплуатации трубопровода.
Отсутствие превышения требуемых допусков устанавливается процедурами (инструкциями по эксплуатации) контроля, проверки, инспектирования и аудита.
9.1.4 Комплекс процедур (инструкций по эксплуатации) должен включать:
– процедуры пуска и останова;
– эксплуатационные ограничения;
– процедуру чистки трубопровода скребком;
– спецификации и детальное описание системы контроля (мониторинга) трубопровода и критерии приемки;
– положения о контроле коррозии;
– процедуры действий в аварийной обстановке;
– систему отчетности.
9.1.5 Инструкции по эксплуатации оборудования и систем должны быть разработаны до начала предпусковых наладочных работ и должны содержать конкретные указания персоналу о способах ведения работ при нормальной эксплуатации, включая предаварийные ситуации.
Инструкции по эксплуатации должны быть откорректированы по результатам ввода объекта в эксплуатацию.
9.1.6 Работа объекта должна быть прекращена, если пределы и условия безопасной эксплуатации, установленные для него не могут быть соблюдены.
9.1.7 Для определения действий персонала по обеспечению безопасности при проектных и запроектных авариях должны быть разработаны инструкции (процедуры).
9.2 Управление эксплуатацией
9.2.1 Сбор данных об эксплуатации МН должен осуществляться в соответствии с РД «Требования к составу, содержанию и форме представления исходных данных для проведения вероятностного анализа безопасности объектов магистральных нефтепроводов» и содержать следующие данные по истории эксплуатации трубопровода:
– содержание ранее выполненных инспекций в процессе эксплуатации;
– результаты и заключения инспекций, выполненных в процессе эксплуатации;
– сведения об авариях, отказах и повреждениях с их описанием;
– сведения об условиях эксплуатации (измерения эксплуатационных характеристик).
9.2.2 Анализ данных по истории эксплуатации трубопровода необходимо проводить в целях подтверждения ключевых предположений, сделанных в процессе проектирования и выявления трендов, свидетельствующих о его деградации или о возможном неприемлемом отклонении от значений параметров в условиях нормальной эксплуатации.
9.2.3 В процессе эксплуатации трубопровода необходимо удерживать основные эксплуатационные параметры в пределах, установленных проектом (давление, температура, состав продукта и его состояние, скорость потока, и коррозионные явления).
9.2.4 В местах, где эксплуатационные параметры вдоль линии трубопровода оказывают существенное воздействие на функциональную целостность трубопровода, необходимо предусмотреть средства для локального контроля (мониторинга) и прогнозирования мгновенных величин этих параметров (например, внутренней коррозии).
9.2.5. В местах, для которых во время проектирования было установлено, что какой-либо параметр оказывает прямое воздействие на функциональную целостность трубопровода (герметичность), необходимо предусмотреть постоянный или периодический контроль (мониторинг) соответствующего параметра.
Если событие или явление, обуславливающее изменение этого параметра, является дискретным, а время его действия известно (например, чистка трубопровода скребком), то время для контрольных операций устанавливается таким образом, чтобы немедленно после завершения процесса можно было наблюдать его последствия.
Если параметр постепенно меняется в течение значительного срока времени (например, осадка морского дна, или накопление донного ила), то частота периодического контроля (мониторинга) должна быть выбрана так, чтобы не пропустить возникновения существенного отклонения в период отсутствия контроля.
9.2.6. В условиях нормальной эксплуатации давление в трубопроводе не должно превосходить установленных пределов.
Там, где ожидается возникновение давления, превышающего проектное, необходимо предусмотреть соответствующее оборудование для защиты трубопровода от избыточного давления.
9.2.7. Все системы для обеспечения безопасности трубопровода (системы для контроля давления, системы для предотвращения избыточного давления, системы аварийного останова, автоматические запорные клапаны, и прочие системы для обеспечения безопасности), должно проверяться и инспектироваться с установленной периодичностью.
По результатам инспекции определяется способность систем безопасности выполнять предусмотренные для них функции.
9.2.8 Дополнительно к процедурам инспекции допустимо применять верифицированные алгоритмы расчета и численного моделирования для оценки функциональной целостности (герметичности) трубопровода (участка МН) в процессе эксплуатации.
9.2.9 Если условия нормальной эксплуатации необходимо изменить исходя из проектных предпосылок, или в случае, когда основные эксплуатационные параметры достигли своих допустимых пределов в силу деградации трубопровода или вследствие внешних воздействий, то должна производиться переаттестация трубопровода, которая должна учитывать возможные дальнейшие отклонения от проектных предпосылок и установленных параметров.
9.2.10 При аттестации необходимо использовать характеристики предельных состояний на момент проведения аттестации, а также новые предельные состояния, которые могут реализоваться под воздействием изменений.
Переаттестацию трубопроводов следует проводить в случаях:
– начальный проектный срок службы истек, или должен быть продлен;
– состояние трубопровода серьезно ухудшилось или он был серьезно поврежден, например – коррозией/эрозией, столкновением, и т. п., с повреждением системы противокоррозионной защиты (анодов, защитных покрытий), или вследствие накопления усталостных явлений, и т. д.;
– изменились условия нормальной эксплуатации или необходимо повысить пропускную способность трубопровода, или увеличить диапазон его рабочих параметров (давления, температуры, коррозионной устойчивости и т. п.);
– исходные основы и критерии проектирования более недействительны, например – при изменении проектных предпосылок, таких как деформации, очистка, и т. п.
9.2.11 Регламент безопасной эксплуатации должен предусматривать долгосрочную программу инспекций для всех конструктивных элементов трубопровода и должен регулярно пересматриваться и обновляться для учета деградации и иных изменений трубопровода.
Программа инспектирования должна предусматривать как внешнее, так и внутреннее инспектирование трубопровода при помощи средств внутритрубной диагностики на предмет обнаружения дефектов.
Инспекция осуществляется с целью подтверждения того, что проектные требования продолжают выполняться, что трубопроводу не причинено никаких повреждений, и с целью мониторинга технического состояния трубопровода, контроля за развитием дефектов. Также необходимо осуществлять инспекцию ключевых параметров явлений, оказывающих влияние на трубопровод, которые были идентифицированы в проекте, но мониторинг которых в плановом порядке системой оперативного контроля не осуществляется. Целью таких инспекций является подтверждение того, что указанные параметры продолжают оставаться в пределах установленных допусков.
9.2.12 Первая инспекция должна быть проведена не позже чем через год после ввода трубопровода в эксплуатацию.
9.2.13 Для определения необходимой периодичности внутренних (в соответствии с РД-16.01-60.30.000-КТН) и внешних инспекций на протяжении всего срока службы трубопровода следует проводить оценку рисков. Эта оценка должна включать рассмотрение проектных данных и монтажных данных и данных изготовителя, оценку скорости роста коррозионных и трещиноподобных дефектов, механизмов деградации и режимов разрушения трубопровода, пределов распознавания и точности системы инспектирования. Особое внимание следует уделять тем участкам трубопровода, которые считаются на основании опыта эксплуатации наиболее уязвимыми по отношению к возможным повреждениям.
Периодичность инспекций должна пересматриваться с учетом результатов предыдущих инспекций, изменений рабочих параметров и результатов ремонтных работ.
9.2.14 Оперативный и текущий ремонт, а также модернизация трубопровода должные проводиться таким образом, чтобы не снизить требуемый уровень безопасности трубопровода.
9.2.15 Все ремонтные работы выполняются опытным персоналом по утвержденным спецификациям и процедурам, и имеют целью возвращение трубопроводу требуемого уровня безопасности.
9.2.16 В случае невозможности достижения уровня безопасности, определенного в проекте при проектных параметрах эксплуатации для достижения необходимого уровня безопасности осуществляется изменение параметров эксплуатации (снижение давления).
9.2.17 Борозды, заусеницы и царапины удаляются с поверхностей при помощи шлифовки, или иного утвержденного метода ремонта, если он является применимым в существующих условиях и позволяет соблюсти проектные требования к минимальной толщине стенки трубы. Если это невозможно, то дефект удаляется путем вырезки поврежденного участка трубы (цилиндрического), установкой ремонтной конструкции (муфты) постоянного ремонта в соответствии с РД 153-39.* «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов», или происходит переход на режим работы с более низким давлением.
Любой дефект, захватывающий продольный или кольцевой сварной шов, удаляется путем вырезания участка трубы (цилиндрического), или путем установки ремонтной конструкции постоянного ремонта.
Для любого дефекта трубопровода, который оставляется без ремонта, до возобновления эксплуатации следует дать подтверждение того, что такой дефект не окажет неблагоприятного влияния на уровень безопасности трубопровода.
9.2.18 При выводе систем безопасности в техническое обслуживание, ремонт, а также при испытаниях и проверке должны соблюдаться установленные пределы безопасной эксплуатации.
Должны быть предусмотрены мероприятия, исключающие возможность несанкционированного изменения в схемах, аппаратуре и алгоритмах УСБ (управление системами безопасности).
После технического обслуживания элементы систем безопасности и сами системы должны проверяться на работоспособность и соответствие проектным параметрам с документированием результатов проверки.
9.2.19 Имевшие место на объекте нарушения пределов и условий безопасной эксплуатации, включая аварии, должны тщательно расследоваться комиссиями в соответствии с действующими положениями.
9.2.20 Сбор, обработка, анализ, систематизация и хранение информации об отказах элементов систем и неправильных действиях персонала осуществляется в соответствии с РД «Требования к составу, содержанию и форме представления исходных данных для проведения вероятностного анализа безопасности объектов магистральных нефтепроводов».
9.2.21 Проект, исполнительная документация на сооружение объекта МН, акты испытаний и исполнительная документация на техническое обслуживание и ремонты систем (элементов) безопасности и элементов, важных для безопасности, отнесенных к классам 1 и 2 должны храниться на протяжении всего срока его эксплуатации.
Документированные сведения о контроле пределов и условий безопасной эксплуатации должны храниться в течение двух лет. До уничтожения записей результаты должны включаться в периодические отчеты о состоянии безопасности, выпускаемые собственником объекта.
Материалы расследования отказов и аварий должны храниться на протяжении всего срока эксплуатации.
9.2.22 До начала опытно-промышленной эксплуатации МН должен быть укомплектован имеющим необходимую квалификацию и допущенным в установленном администрацией порядке к самостоятельной работе персоналом.
Подбор, подготовку, допуск к самостоятельной работе и поддержание квалификации эксплуатационного персонала обеспечивает администрация объекта.
Система подбора и подготовки эксплуатационного персонала должна обеспечивать достижение и поддержание уровня квалификации, необходимого для безопасной эксплуатации во всех режимах и управления направленного на уменьшение последствий аварий при их возникновении.
Основным элементом подготовки эксплуатационного персонала должно быть формирование у него культуры безопасности.
9.2.23 Вывод объекта из эксплуатации должен учитываться при проектировании, а также при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте.
Не позднее, чем за пять лет до истечения проектного срока службы объекта должна быть разработана программа вывода его из эксплуатации.
Выводу из эксплуатации должно предшествовать комплексное обследование объекта комиссией, на основе которого разрабатывается проект вывода МН из эксплуатации и обоснование безопасности на этом этапе.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)
ПЕРЕЧЕНЬ СИСТЕМ ОБЪЕКТНОГО УРОВНЯ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МН
Системы технологических трубопроводов
технологические трубопроводы объектов нефтеперекачки
технологические трубопроводы объектов перевалки нефти в другие виды транспорта
технологические трубопроводы объектов подготовки нефти к транспорту
системы технологических трубопроводов прочие
Системы электроснабжения
системы внешнего электроснабжения
системы электроснабжения линейных потребителей
системы электроснабжения технологических объектов
системы электроснабжения прочие
Системы связи и вычислительные сети
магистральные сети связи
внутриплощадные сети связи
локальные вычислительные сети
система космической связи типа «Орбита»
системы связи и вычислительные сети прочие
Системы автоматики и телемеханики
системы автоматического управления
системы автоматического регулирования
системы автоматического контроля
системы автоматического пожаротушения
системы автоматического отображения, регистрации передачи информацией
системы автоматики и телемеханики прочие
Маслосистемы
Системы канализации
системы производственной канализации
системы хозяйственно-бытовой канализации
системы производственно-дождевой канализации
системы канализации прочие
Системы водоснабжения
системы производственного водоснабжения
система хозяйственно-питьевого водоснабжения
системы горячего водоснабжения
системы оборотного водоснабжения
системы водоснабжения прочие
Системы теплоснабжения
системы централизованного теплоснабжения
системы автономного теплоснабжения
системы теплоснабжения прочие
Системы вентиляции
системы вытяжной вентиляции
системы подпорной вентиляции
системы приточной вентиляции
системы приточной вентиляции с калориферами
системы вентиляции прочие
Системы освещения
системы наружного освещения
системы внутреннего освещения
системы аварийного освещения
системы сигнального освещения
системы освещения прочие
Системы измерения количества и качества нефти (СИКН)
системы измерения количества нефти
системы измерения качества нефти
системы измерения количества и качества нефтипрочие
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)
ПЕРЕЧЕНЬ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТНОГО УРОВНЯ
Системы электрохимической защиты (ЭХЗ)
системы катодной защиты
системы протекторной защиты
системы дренажной защиты
системы ЭХЗ прочие
Система Сглаживания Волн Давления (ССВД)
ССВД прямого действия
ССВД от внешних источников питания
Системы ССВД прочие
Системы обнаружения утечек (СОУ)
системы сбора информации об утечках от ЛЧМН
системы параметрического обнаружения и определения местоположения утечек
системы сбора утечек и дренажа от насосных станций
системы сбора утечек и дренажа от технологического оборудования
системы СОУ прочие
Системы оповещения и управления эвакуацией
системы звукового оповещения
системы звукового и светового оповещения
системы речевого и светового оповещения
системы речевого и светового оповещения с разделением здания на зоны пожарного оповещения и обратной связью зон оповещения с помещением пожарного поста-диспетчерской
системы оповещения и управления эвакуацией прочие
Системы противопожарной защиты
системы обнаружения пожаров, извещения и оповещения о пожарах
системы контроля и управления пожаротушением
системы пенного пожаротушения
системы порошкового пожаротушения
системы газового пожаротушения
системы водяного пожаротушения
системы пожаротушения тонкораспыленной водой
системы противопожарной защиты прочие
Системы инженерно-технических средств охраны
системы инженерных средств охраны
системы технических средств охраны
системы инженерно-технических средств охраны
Системы автоматики и телемеханики
системы автоматической защиты
Системы электроснабжения
источники бесперебойного питания (дизельгенераторы)
Система стабилизации многолетнемерзлых грунтов основания сооружений(система «ВЕТ»- вертикальная, естественно действующая, трубчатая)
ПРИЛОЖЕНИЕ В
(справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ ВОЗМОЖНЫХ ИСХОДНЫХ СОБЫТИЙ
В.1 Непосредственные причины отказов, ошибок персонала
1.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ
1.1.0 Прочие.
1.1.1 Коррозия, эрозия.
1.1.2. Износ, неудовлетворительная смазка.
1.1.3. Усталость
1.1.4 Дефект сварного шва
1.1.5 Внутренний дефект материала
1.1.6.Перегрузка (превышение допустимых механических напряжений).
1.1.7. Вибрация.
1.1.8. Исчерпание ресурса.
1.1.9.Блокирование, ограничение движения, заклинивание, защемление.
1.1.10.Деформация, перекос, сдвиг, ложное перемещение, разъединение, ослабление связи.
1.1.11.Ослабление крепления к фундаменту, строительным конструкциям, разрушение фундамента, строительных конструкций.
1.1.12. Внешнее механическое воздействие.
1.1.13. Загрязнение, попадание инородных предметов
1.1.14 Собственно механические повреждения (риска, царапина, задир, продир, поверхностная вмятина, риска во вмятине).
1.2. НЕИСПРАВНОСТИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
1.2.0. Прочие.
1.2.1. Повреждение от короткого замыкания, статического электричества, искрения.
1.2.2. Отклонение электрических параметров от нормативных параметров.
1.2.3. Нарушение целостности электрической цепи.
1.2.4. Нарушение изоляции.
1.2.5. Повреждение элементов электроустановок и электрических сетей.
1.3. ВОЗДЕЙСТВИЯ ХИМИЧЕСКИЕ
1.3.0. Прочие.
1.3.1. Химическое загрязнение, шлам, накипь.
1.3.2. Пожар, возгорание, взрыв из-за химического взаимодействия.
1.3.3. Неконтролируемая химическая реакция.
1.3.4.Неудовлетворительная химическая технология или не соответствующий требованиям химический контроль.
1.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ
1.4.0. Прочие.
1.4.1. Гидравлический удар, ненормальное давление.
1.4.4. Кавитация.
1.4.5. Газовая пробка.
1.4.6. Наличие влаги в воздушной системе
1.5.НЕИСПРАВНОСТИ В КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМАХ
1.5.0. Прочие.
1.5.1. Ложный сигнал.
1.5.2. Колебание параметра.
1.5.3. Смещение уставки, смещение "нуля".
1.5.4. Неправильное показание параметра.
1.5.5. Потеря сигнала, отсутствие сигнала.
1.6. ОКРУЖАЮЩИЕ УСЛОВИЯ (внутренние воздействия)
1.6.0. Прочие.
1.6.1. Температура.
1.6.2. Давление.
1.6.3. Влажность.
1.6.4. Затопление.
1.6.5. Замерзание.
1.6.6. Неравномерность осадки фундамента.
1.6.7. Задымление.
1.6.8. Наводки.
1.7. ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА (внешние воздействия)
1.7.0. Прочие.
1.7.1. Повреждение от опасных факторов проявления молнии.
1.7.2. Ливень, наводнение
1.7.3. Шторм (ураган), торнадо.
1.7.4. Землетрясение.
1.7.5. Понижение температуры воздуха.
1.7.6. Повышение температуры воздуха.
1.7.7. Воздушная ударная волна.
1.7.8. Падение летательного аппарата.
1.7.9. Обледенение.
1.8. ЧЕЛОВЕЧЕСКИЙ ФАКТОР - ПРИЧИНЫ ОШИБОК ПЕРСОНАЛА
1.8.0. Прочие.
1.8.1. Неправильное, некачественное выполнение технологических операций (ошибки при выполнении переключений, подключений).
1.8.2. Неправильное, случайное воздействие на элементы защиты и автоматики.
1.8.3. Самовольное производство работ, переключений и т. д.
1.8.4. Несогласованные действия.
1.8.5. Установка, ввод в работу непроверенной дефектной аппаратуры, элементов (с неисправными устройствами, узлами,); установка непроектных узлов, деталей.
1.8.6. Отсутствие контроля, некачественный контроль за состоянием систем (элементов) и выполняемыми технологическими операциями.
1.8.7. Преднамеренное вмешательство в работу автоматики.
1.8.8. Работа без программы, бланка переключений, наряда-допуска, отступление от программы работ, инструкции и других документов.
1.8.9. Некачественный ремонт, нарушение технологии ремонта.
1.8.10. Некачественная сварка.
1.8.11.Некачественная сборка (ненадежная затяжка, обжатие разъемных соединений, уплотнений и др.).
1.8.12. Некачественное послеремонтное испытание, обкатка.
1.8.13. Ошибки при инспекции, техническом обслуживании, испытании или настройке.
В.2 Коренные причины
2.1. Ошибка конструирования (включая изменения).
2.2. Ошибка проектирования (включая изменения).
2.3. Дефект изготовления.
2.4. Недостатки сооружения
2.5. Недостатки монтажа.
2.6. Недостатки наладки.
2.7. Недостатки ремонта, выполняемого сторонними (по отношению к МН) организациями.
2.8. Недостатки проектной, конструкторской и другой документации завода - изготовителя.
2.9. Недостатки управления МН и недостатки организации эксплуатации МН.
2.9.1. Недостатки эксплуатационной документации:
2.9.1.1. отсутствие документации;
2.9.1.2. неправильное или неоднозначное определение требований документации;
2.9.1.3.несвоевременное внесение изменений в документацию.
2.9.2. Непринятие необходимых мер или несвоевременное их принятие:
2.9.2.1.по обеспечению систем рабочими средами, запасными частями, узлами, агрегатами;
2.9.2.2.по изменению схемных решений систем, конструкции элементов, проектных решений и проектной документации, а также принятие мер без согласования с проектной, конструкторской организациями, изготовителем оборудования (элементов);
2.9.2.3. по устранению выявленных недостатков;
2.9.2.4.по соответствующему анализу технических решений, изменению проектных схем до выполнения работ по их реализации.
2.9.3. Недостаток процедуры допуска к работам по устранению дефектов, техобслуживанию и контроля за проведением этих работ.
2.9.4. Недостатки процедуры технического обслуживания, ремонта, выполняемых персоналом МН.
2.9.5. Проблемы связи или ошибки при передаче информации.
2.9.6. Недостатки подготовки персонала МН.
2.9.7. Недостатки в программе контроля:
2.9.7.1.за выявлением и устранением неработоспособности систем (элементов);
2.9.7.2.за выявлением и устранением недостатка процедур;
2.9.7.3.за выявлением и устранением недостатка подготовки персонала.
[1] Установленные показатели безопасности-показатели, определяемые нормативными документами, а при отсутствии нормативных документов являющиеся социально приемлемыми.
[2] Статистической оценкой индивидуального риска является отношение ожидаемого числа неблагоприятных случаев при аварии на объекте МН за год к общему числу рискующих
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 |
