регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ОБЪЕКТОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА

Основные положения

РД 39-0148306-002-87

1987

 

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

 

УТВЕРЖДАЮ

 

Начальник Управления
автоматизации и средств связи

___________ Л.Г. Аристакесян

___________ 04.06. 1987 г.

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
ОБЪЕКТОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

РД 39-0148306-002-87

 

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

 

Всесоюзным научно-исследовательским
и проектным институтом по переработке
газа "ВНИПИГазпереработка"

 

Директор

___________ В.А. Астахов

 

Главный инженер

___________ Н.И. Корсаков

 

Ответственный исполнитель,
начальник отдела КиА и ЭС

___________ И.А. Удодов

 

 

 

СОГЛАСОВАНО:

 

Начальник Главного Технического
управления

___________ Р.И. Григоращенко

Вр.и.о. генерального
директора НПО
"Нефтеавтоматика"

__________ М.А. Слепян

Начальник Главнефтегазпереработки

___________ А.И. Воривошкин

 

В руководящем документе "Автоматизация технологических процессов объектов переработки нефтяного газа. Основные положения" изложены требования к объему автоматизации и общие требования к средствам, применяемым в проектах автоматизации технологических процессов газоперерабатывающих заводов.

Основные положения по автоматизации объектов сбора попутного нефтяного газа (компрессорные станции газа I и последующих ступеней сепарации нефти) будут разработаны отдельным документом.

РД учитывает применение в проектах мини- и микро ЭВМ.

Подробно вопросы создания АСУ ТП (II) рассматриваются в самостоятельных документах.

РД выполнен с учетом "Отраслевых норм технологического проектирования" ОНТП I-86.

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Автоматизация технологических процессов
объектов переработки нефтяного газа

Основные положения

РД 39-0148306-002-87

Вводится взамен

 

"Автоматизация технологических процессов объектов переработки нефтяного газа. Основные положения" утвержденного приказом ВПО "Союзнефтегазпереработка" от 20.10.83 № 88

 

Срок введения установлен с 1 июля 1987 г.

Срок действия до 1 июля 1990 г.

 

Требования настоящего Руководящего документа распространяются на проектирование новых и техническое перевооружение действующих газоперерабатывающих заводов Миннефтепрома.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Автоматизация объектов переработки нефтяного газа должна обеспечивать интенсификацию производства, надежное функционирование технологического объекта, сокращение ручного труда и топливно-энергетических затрат, а также безопасность работы обслуживающего персонала.

1.2. Управление основными технологическими процессами объектов газоперерабатывающего завода (ТПЗ) должно осуществляться, как правило, из одного помещения управления (ПУ). При необходимости могут быть предусмотрены необслуживаемые помещения КиП и А для размещения датчиков, релейной аппаратуры, микропроцессорных терминалов и приборов неоперативного контроля (МПУ).

1.3. Для оперативного управления производственным процессом и координации работы сооружений ГПЗ в блоке с административным корпусом необходимо предусматривать диспетчерский пункт (ДП) ГПЗ.

2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ

2.1. Объектом автоматизации является газоперерабатывающий завод Миннефтепрома.

2.2. В состав завода в общем случае входят:

- узел сепарации и замера газа;

- компрессорная сырого газа;

- осушка газа и конденсата;

- отделение переработки газа;

- установка получения пропана;

- холодильное отделение;

- отделение сероочистки;

- дожимная компрессорная;

- факельное хозяйство;

- товарный парк;

- установка нагрева теплоносителя;

- азотно-кислородная установка;

- склад азота;

- отделение регенерации масла со складом масел;

- воздушная компрессорная;

- котельная;

- склад метанола;

- установка пенотушения;

- насосная станция хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения;

- канализационные насосные станции;

- сооружения обслуживающего назначения (адм. корпус, гараж, ДМ, лаборатория, пождепо, склад инструментов и стоянка электрокаров, быткорпус);

 - сливо-наливная эстакада.

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ АВТОМАТИЗАЦИИ

3.1. Системы автоматизации и управления по всем сооружениям должны предусматривать работу в условиях нормальной эксплуатации без постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно на установках, у агрегатов и аппаратов.

3.2. Системы автоматизации и управления технологических процессов в общем случае должны предусматривать:

- контроль параметров, характеризующих технологический процесс;

- регистрацию параметров, необходимых для отчетности и анализа работы технологических узлов и отдельных агрегатов;

- автоматическое регулирование параметров в характерных точках процесса;

- автоматическую защиту технологического оборудования в аварийных ситуациях;

- автоматический ввод резервных агрегатов (АВР) при выходе из строя рабочих агрегатов в случае, когда прекращение работы агрегата может привести к возникновению аварийной ситуации;

- сигнализацию (предупредительную и аварийную) отклонения основных технологических параметров от заданных значений;

- сигнализацию состояния оборудования и арматуры с электроприводом, управляемых из помещения управлении;

- дистанционное управление приводной запорной арматурой

3.3. Срабатывание схемы защиты агрегата (установки) должно предваряться предупредительной сигнализацией и сопровождаться аварийной (с запоминанием первого сигнала защиты).

4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКИМ СРЕДСТВАМ АВТОМАТИЗАЦИИ

4.1. Приборы и средства автоматизации, применяемые в проектах, как правило, должны серийно изготавливаться отечественной промышленностью.

4.2. При применении в проектах не серийных приборов и средств автоматизации последние включаются в спецификации только после согласования с соответствующими ведомствами или заводами-изготовителями .

4.3. На приборы, не выпускаемые отечественной промышленностью, должны составляться технические требования на разработку или предложения на закупку по импорту.

4.4. Принятые для реализации схем автоматизации приборы и регуляторы должны, как правило, входить в Государственную систему приборов (ГСП).

4.5. В проектах автоматизации технологических процессов следует предусматривать применение микропроцессорной техники по мере освоения ее промышленностью в соответствии с основными направлениями, изложенными в приказе Миннефтепрома № 529 от 10.10.82 г.

4.6. При выборе приборов и средств автоматизации следует учитывать классы взрывоопасных зон, в которых устанавливаются принимаемые приборы и средства автоматизации.

4.7. В проектах автоматизации технологических процессов следует, как правило, применять щита, пульты и монтажные материалы заводского изготовления (предприятиями Главмонтажавтоматики Минмонтажспецстроя СССР).

5. ОБЪЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ ГПЗ

5.1. Узел сепарации и замера газа.

5.1.1. Узел сепарации и замера газа в общем случае должен быть оснащен средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) регистрацию и расчет количества газа, поступающего на ГПЗ в весовых единицах, приведенный к нормальным условиям (коммерческий учет); по мере освоения серийного производства средств автоматизации

2) автоматическое регулирование:

- уровня раздела фаз "углеводороды-вода" в разделительной емкости;

- уровня жидкости в дренажной емкости;

3) автоматическое включение (выключение) насоса по уровню конденсата в разделительной емкости;

4) предупредительную сигнализацию:

- повышения уровня в разделительной и дренажной емкостях;

- повышение перепада давлений на сетках входных сепараторов;

5) аварийную сигнализацию:

- максимального уровня углеводородного конденсата во входных сепараторах с формированием сигнала на отключение компрессоров сирого газа.

6) дистанционное и местное управление электроприводными отключающими задвижками с сигнализацией их положения;

7) местный технологический контроль параметров (манометры, термометры и т.п.) в необходимом для эксплуатации объеме.

5.1.2. Датчики приборов коммерческого учета должны устанавливаться на участках газопроводов с отсутствие» содержания влаги и механических примесей в газе.

5.2. Компрессорная сырого газа

5.2.1. Для компримирования сырого газа I, II и III ступеней сепарации на ГПЗ применяются компрессоры двух типов:

- газомотокомпрессоры (ГМК);

- компрессоры центробежные c электроприводом.

Кроме того, для компримирования сырого газа концевых ступеней и "горячей" сепарации нефти на ГПЗ применяются винтовые компрессоры.

5.2.2. В состав компрессорной сырого газа входит также общестанционное технологическое оборудование: межступенчатые и концевые сепараторы, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и отделение охлаждения умягченной воды (антифриза) (последнее - для обеспечения охлаждения ГМК).

5.2.3. Газомотокомпрессоры

5.2.3.1. Газомотокомпрессоры частично автоматизированы и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации должны обслуживаться производственным персоналом с организованных в машзале рабочих мест.

5.2.3.2. В объем поставки ГМК входит система защиты, обеспечивающая его остановку (с включением магнето "на землю") при:

- снижении давления масла смазки ниже допустимого;

- повышении температуры охлаждающей воды выше допустимой;

- повышении числа оборотов вала агрегата выше допустимого.

5.2.3.3. Кроме защиты, входящей в комплект поставки, газомотокомпрессоры должны быть оборудованы системой автоматики, обеспечивающей отключение топливного газа (на каждый компрессор) при:

- повышении уровня жидкости в сепараторах, установленных на приеме каждой ступени компрессора выше допустимого;

- повышении давления на нагнетальном патрубке компрессора и на отключаемых запорными органами промежуточных ступенях выше допустимого;

- повышении концентрации углеводородных газов до 50 % от НПВ;

- самопроизвольной остановке компрессора (импульсом для контура блокировки при этом является снижение давления масла);

- воздействии на индивидуальную кнопку дистанционной аварийной остановки компрессора.

5.2.3.4. При автоматизации ГМК следует предусматривать автоматическое отключение подачи топливного газа при воздействии на кнопку дистанционной аварийной остановки всех компрессоров, установленных в машзале.

5.2.3.5. Все виды блокировок, связанных с отключением топливного газа, кроме блокировок при воздействии на кнопки дистанционного отключения как индивидуальную, так и групповую, должны сопровождаться светозвуковой сигнализацией нарушения параметров, по которым произошло отключение топливного газа.

5.2.3.6. Кроме сигнализации по п. 5.2.3.5 должна предусматриваться предупредительная сигнализация:

- при понижении давления газа на приеме компрессора ниже допустимого;

- при понижении давления воздуха КиА в коллекторе ниже допустимого.

5.2.3.7. Кнопки общей дистанционной аварийной остановки газомотокомпрессоров должны быть расположены возле всех выходов вне компрессорной и в ПУ, индивидуальной - у ближайшего выхода.

5.2.4. Центробежные компрессоры с электроприводом.

5.2.4.1. Центробежные компрессоры с электроприводом должны бить оборудованы системой автоматики, обеспечивающей:

- управление и контроль за работой агрегата из помещения управления, без постоянного присутствия обслуживающего персонала в машзале;

- защиту агрегата при возникновении аварийных ситуаций во всех режимах;

- дистанционное (пооперационное) или автоматическое выполнение предпусковых операций;

- автоматическое управление процессами пуска и остановки агрегата.

5.2.4.2. Система автоматизации должна предусматривать:

1) автоматический пуск и нормальную остановку агрегата с главного щита управления (ГЩУ);

2) остановку агрегата по аварийной схеме:

- при срабатывании защит;

- при воздействии на кнопки аварийной остановки, установленные на ГЩУ и МЩУ;

- при пожаре;

- при повышении концентрации углеводородных газов выше 50 % от НПВ.

3) пооперационный пуск и остановку компрессора с местного щита управления (МЩУ);

4) автоматический ввод резерва пусковых маслонасосов и вентиляторов продувки главного электродвигателя;

5) измерение основных технологических параметров, определяющих работу агрегата;

6) сигнализацию состояния отдельных механизмов агрегата, неисправностей и действия защит;

7) формирование сигналов "компрессор работает", "компрессор остановлен" и "авария на компрессоре" для передачи на верхний уровень управления;

8) опробование с МЩУ операций пуска и остановки агрегата.

5.2.4.3. Аварийная остановка компрессорного агрегата должна обеспечиваться при срабатывании любой из следующих защит:

- понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

- понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнений подшипников ЦНД и ЦВД;

- повышение уровня жидкости в приемном сепараторе;

- повышение уровня жидкости в межступенчатом сепараторе;

- понижение расхода воды (антифриза) к воздухоохладителям главного электродвигателя;

- понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

- осевой сдвиг ротора цилиндра низкого давления (ЦНД);

- понижение давления газа на всасывании;

- повышение давления газа на нагнетании;

- повышение температуры подшипников редукторов;

- повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

- понижение давления масла смазки муфт и подшипников редукторов и главного электродвигателя;

- осевой сдвиг ротора цилиндра высокого давления (ЦВД);

- недопустимая вибрация подшипников редуктора;

- недопустимая вибрация подшипников компрессора;

- неисправности главного электродвигателя и возбудительного устройства.

5.2.4.4. Система автоматизации компрессора должна обеспечивать выдачу предупредительной сигнализации отклонения от нормальных значений следующих параметров по каждому агрегату:

- понижение давления газа на всасывании;

- повышение давления газа на всасывании;

- повышение давления газа на нагнетании;

- повышение температуры подшипников редуктора;

- повышение температуры подшипников компрессора и главного электродвигателя;

- повышение уровня масла в маслобаке;

- понижение уровня масла в маслобаке;

- понижение давления масла смазки муфт, подшипников редуктора и главного электродвигателя;

- понижение давления масла смазки подшипников и торцевых уплотнений компрессора;

- понижение давления масла на сливе с торцевых уплотнение подшипников ЦНД и ЦВД компрессора;

- понижение избыточного давления в кожухе главного электродвигателя;

- понижение давления охлаждающей воды (антифриза);

- повышение температуры охлаждающей воды (антифриза) на выходе из воздухоохладителей главного электродвигателя;

- неоткрытие крана на сбросе на факел при аварийной остановке компрессора;

- общий аварийный сигнал;

- общий предупредительный сигнал;

- незавершенный пуск (остановка) компрессора;

- повышенная вибрация подшипников редуктора;

- повышенная вибрация подшипников компрессора;

- повышение уровня жидкости в межступенчатом сепараторе.

5.2.5. Винтовые компрессоры

Компрессоры дополнительно к поставляемой комплектно автоматике должны быть оборудованы системой автоматики, предусматривающей:

- отключение при повышении концентрация углеводородных газов до 50 % НПВ;

- аварийную световую и звуковую сигнализацию повышения уровня жидкости в приемном сепараторе;

- предупредительную сигнализацию повышения уровня жидкости в концевом сепараторе;

- предупредительную сигнализацию понижения температуры газа после концевого аппарата воздушного охлаждения (АВО);

- регистрацию температуры газа после концевого АВО;

- дистанционное управление жалюзями АВО;

- дистанционное управление запорной арматурой с электроприводом;

- местный контроль давления;

- местный контроль температуры;

5.2.6. Общестанционное технологическое оборудование

Отделение охлаждения умягченной воды

5.2.6.1. По общестанционному технологическому оборудованию следует предусматривать:

- дистанционное управление общестанционными задвижками (пневмокранами) со щита из ПУ.

Примечание: При применении в качестве общестанционной отключающей арматуры пневмокранов в технологической части проекта должно быть предусмотрено пневмопитание узлов управления этими кранами (газ давлением 8 - 64 кгс/см2 (0,8 - 6,4 МПа) в соответствии о ГОСТ 17433-80 по точке росы, содержанию масла и механических примесей);

- сигнализацию положения общестанционных задвижек (кранов) "открыто", "закрыто";

- регулирование уровня жидкости в концевом сепараторе;

- регулирование температуры газа после АВО;

- сигнализацию предельного верхнего уровня в концевом сепараторе;

- регистрацию температуры, газа, выходящего из компрессорной сырого газа;

- дистанционное отключение (из ПУ) АВО;

- дистанционное управление (из ПУ) жалюзями АВО.

5.2.6.2. По отделению охлаждения умягченной воды (антифриза) следует предусматривать следующий объем автоматизации:

1) АВР циркуляционных насосов по падению расхода воды (антифриза) в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

2) дистанционное управление электродвигателями циркуляционных насосов и вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения;

3) измерение температуры вода, поступающей из каждого АВО;

4) регистрацию температуры воды в каждом коллекторе на выходе потребителям;

5) аварийную светозвуковую сигнализацию;

- минимального уровня воды в приемной емкости узла;

- минимального расхода воды на нагнетании циркуляционных насосов:

- минимальной температура воды в общем коллекторе после АВО.

5.3. Осушка газа и конденсата

5.3.1. Осушка газа на ГПЗ осуществляется двумя методами:

- абсорбцией с последующей регенерацией абсорбента в колонне-десорбере;

- адсорбцией с последующей регенерацией адсорбента горячим газом

5.3.2. Осушка конденсата на ГПЗ осуществляется только методом адсорбции.

5.3.3. Регенерация твердых поглотителей производится сухим газом, подогреваемым в цилиндрических печах.

5.3.4. Система автоматики, обеспечивающая режим абсорбции, должна предусматривать:

1) автоматическое регулирование:

- давления верха абсорбера;

- уровня насыщенного абсорбента на глухой тарелке;

- уровня конденсата в кубе абсорбера.

2) регистрацию:

- температуры осушенного газа;

- температуры газа и абсорбента на входе в абсорбер;

- расхода газа и абсорбента;

3) сигнализацию минимального значения уровня в приемной емкости регенерированного абсорбента;

4) дистанционное (из ПУ) отключение насосов подачи регенерированного абсорбента в абсорбер;

5) местный контроль температур и давлений в узле абсорбции.

5.3.5. Автоматика блока регенерации абсорбента (гликоля) предусматривает:

1) автоматическое регулирование:

- температуры гликоля в испарителе;

- уровня гликоля в трапе дегазации;

- давления газа выветривания на выходе из трапа дегазации;

2) регистрацию температуры гликоля в испарителе;

3) защиту блока (выдачу сигнала на отсечку топливного газа) при:

- повышении температуры гликоля в испарителе;

- понижении уровня гликоля в испарителе;

- повышении и снижении давления топливного газа;

- погасании пламени горелки;

4) сигнализацию:

- повышения температуры в испарителе;

- повышения и понижения уровня гликоля в испарителе;

- понижения уровня в емкости регенерированного гликоля;

5.3.6. Для поддержания режима адсорбции необходимо предусматривать:

- автоматическое (по определенной программе) и дистанционное управление приводной арматурой, переключающей адсорберы с режима осушки на режимы регенерации и охлаждения:

- регулирование расхода газа регенерации на блок осушки конденсата;

- регулирование расхода газа охлаждения;

- регистрацию температуры адсорбента в зонах по высоте адсорбера (низ, середина, верх);

- регистрацию точки росы (влажности) осушенного газа (конденсата);

- регистрацию и сигнализацию повышения перепада давлений на адсорбере;

- местный контроль температур и давлений.

5.3.7. Система автоматики, обеспечивающая режим работы печи для подогрева газа должна предусматривать:

1) автоматическое регулирование температуры газа регенерации, выходящего из печи;

2) отсечку топливного газа при:

- понижении давления топливного газа;

- понижении расхода газа регенерации;

- повышении температуры газа регенерации;

3) регистрацию температуры по зонам печи;

4) дистанционное управление электроприводными задвижками на отсечке продукта, топливного газа, подаче пара для пожаротушения;

5) сигнализацию (светозвуковую) падения давления топливного газа на подаче к форсункам печи и расхода газа регенерации, повышения температуры газа регенерации;

6) местный контроль температур и давлений.

5.3.8. При работе установки осушки в объеме пускового комплекса на выходе газа с установки в магистральный газопровод следует предусматривать замерный узел газа с установкой узла коммерческого учета.

5.4. Отделение переработки газа

5.4.1. Наиболее распространенными схемами переработки газа на ГПЗ являются:

- низкотемпературная абсорбция (НТА) с предварительным насыщением абсорбента;

- низкотемпературная конденсация (НТК);

- низкотемпературная конденсация с применением турбодетандера.

5.4.2. Переработка газа методом НТА

Осуществляется по трехколонной схеме: абсорбер - абсорбционноотпарная колонна (АОК) - десорбер.

5.4.3. Узлу абсорбции предшествует узел захолаживания скомпримированного сырого газа. Захолаживание производится последовательно холодными потоками газа и сжиженным пропаном.

5.4.4. По узлу захолаживания следует предусмотреть:

1) автоматическое регулирование:

- расхода углеводородного конденсата из разделительной емкости с коррекцией по уровню в последней;

- уровня насыщенного этиленгликоля в разделительной емкости;

- уровня жидкого пропана в отделителе

2) регистрацию:

- температуры потоков на выходе из пропанового испарителя;

- расхода ингибитора гидратообразования;

3) дистанционное измерение температуры потоков после каждого теплообменника;

4) сигнализацию предельно допустимого верхнего уровня;

- углеводородного конденсата в разделительной емкости;

- жидкого пропана в отделителе;

5) местный контроль температуры и давления.

5.4.5. Технологическая схема процесса НТА должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) автоматическое регулирование:

- соотношения расходов газ - абсорбент, поступающий на предварительное насыщение;

- расхода насыщенного абсорбента в АСК с коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

- давления в абсорбере;

- уровня в отделителе пропана;

- давления (подпора) в емкости регенерированного абсорбента;

2) регистрацию:

- температуры: в кубе абсорбера, регенерированного абсорбента, поступающего в емкость, и вверху абсорбера;

- состава отбензиненного газа;

3) измерение уровня в емкости регенерированного абсорбента;

4) сигнализацию:

- предельно допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

- предельного верхнего уровня в отделителе пропана;

5) местный контроль температуры и давления.

5.4.6. Система автоматизации режима работы АОК должна обеспечивать:

1) автоматическое регулирование:

- расхода регенерированного абсорбента на подаче в абсорбционную часть АОК;

- расхода кубового продукта с коррекцией по уровню в АОК;

- температуры на контрольной тарелке отпарной части АОК;

- уровня жидкого пропана на подаче в отделитель;

- давления в верхней части АОК;

2) регистрацию:

- температуры в кубе, на тарелке ввода питания и в абсорбционной части АОК, на вводе абсорбента в АОК и на выходе паров из испарителя;

- расхода теплоносителя в испаритель АОК;

- содержания этана в кубе АОК;

3) местный контроль температуры и давления.

5.4.7. Система автоматизации по узлу десорбции и регенерации абсорбента должна обеспечивать:

1) автоматическое регулирование температуры:

- "горячей струи" на выходе из печи с коррекцией по температуре в кубе десорбера;

- ШФЛУ на выходе из конденсатора;

- в кубе регенерационной колонны;

2) автоматическое регулирование давления:

- сдувок в топливную сеть;

- в колоннах регенерации;

3) автоматическое регулирование уровня:

- в кубе десорбера;

- ШФЛУ в емкости рефлюкса;

- абсорбента в кубе колонны регенерации;

- в промежуточных емкостях узла;

4) автоматическое регулирование расхода:

- орошения в десорбер;

- абсорбента на регенерацию;

- потока на нагнетании "горячих" насосов (общий поток на печь);

5) регистрацию расхода:

- продукта на подогрев в печь (для каждого потока);

- топливного газа;

- ШФЛУ в товарный парк;

- теплоносителя к испарителям;

6) регистрацию температуры:

- в колоннах десорбции и регенерации (куб, верх, ввод питания);

- по зонам печи;

7) регистрацию состава ШФЛУ на подаче в товарный парк;

8) сигнализацию:

- предельного верхнего уровня во всех емкостях узла;

- снижения давления топливного газа в печь (с отсечкой);

- расхода и температуры охлаждающей воды к АВО (с автоматическим отключением АВО);

9) сигнализацию снижения расхода на нагнетании "горячих" насосов (общий поток);

10) дистанционное отключение насосов и АВО;

11) дистанционное отключение подачи топливного газа в печь;

12) местный контроль температуры и давления.

5.4.8. Система автоматизации процесса НТК должна обеспечивать:

1) автоматическое регулирование;

- давления в трехфазном разделителе;

- уровня раздела фаз в трехфазном разделителе;

- уровня углеводородного конденсата в трехфазном разделителе;

- уровня жидкости в отделителе пропана;

- уровня в кубе деэтанизатора;

- давления верха деэтанизатора;

- температуры в кубе деэтанизатора;

- уровня в емкости орошения;

- давления в емкости орошения;

2) регистрацию:

- температуры потока газа после пропанового испарителя и уходящего газа;

- расхода ингибитора гидратообразования (общий поток);

- состава отбензиненного газа;

- расхода ШФЛУ и отбензиненного газа;

3) сигнализацию:

- верхнего предельного уровня в отделителе пропана;

- верхнего предельного уровня в емкости орошения;

- давления, температуры и уровня в насосах типа ХГВ с формированием сигналов на отключение двигателей насосов;

- верхнего предельного уровня углеводородного конденсата в трехфазном разделителе:

4) дистанционное управление из ПУ: насосами, жалюзи АВО, поворотом лопастей вентиляторов АВО (если это позволяет конструкция);

5) местный контроль температуры и давления.

5.4.9. Схема переработки газа методом НТК с турбодетандером

5.4.9.1. Система автоматизации должна обеспечивать:

1) автоматическое регулирование;

- расхода конденсата в подогреватель куба деметанизатора с коррекцией по температуре куба деметанизатора;

- уровня пропана в пропановом холодильнике;

- уровня конденсата в газовом сепараторе;

- уровня в кубе деметанизатора;

- уровня в кубе деэтанизатора;

- температуры в кубе деэтанизатора;

- уровня пропана в пропановом испарителе;

- давление верха деэтанизатора;

- расхода орошения деэтанизцтора; уровня в пропановом испарителе;

- температуры отбензиненного газа на выходе установки

2) регистрацию:

- расхода газа на НТК;

- расхода конденсата в деметанизатор;

- расхода газа на турбодетандер;

- расхода газа в деэтанизатор;

- температуры газожидкостной смеси после пропанового холодильника;

- температуры газожидкостной смеси на входе в сепаратор газа;

- температуры на входе деэтанизатора;

- температуры верха деэтанизатора;

- температуры на входе в испаритель пропана;

- температуры ШФУ на выходе НТК;

3) сигнализацию:

- максимального и минимального уровней в пропановом холодильнике;

- максимального и минимального уровней в сепараторе газа;

- максимального и минимального уровней в кубе деметанизатора;

- максимального и минимального уровней в кубе деэтанизатора;

- максимального и минимального уровней в рефлюксной емкости деэтанизатора;

- максимального уровня в пропановом испарителе;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

5) местный контроль давлений и температур.

5.4.9.2. Система автоматики турбодетандера должна обеспечивать:

- автоматический пуск агрегата;

- дистанционный контроль агрегата без постоянного обслуживающего персонала у оборудования;

- остановку агрегата по команде оператора или при срабатывании защит;

- контроль и регистрацию на дистанционном щите основных технологических параметров;

- технологическую режимную предупредительную и аварийную сигнализацию;

- регулирование перепада давления на турбодетандере;

- регулирование температуры смазочного масла;

- формирование режимной сигнализации для передачи на диспетчерский пункт ГПЗ;

- раздельное управление крановой обвязкой с местного щита;

- сигнализацию состояния крановой обвязки.

5.4.10. С местного щита управления турбодетандера должны осуществляться:

1) контроль:

- давления газа на входе в турбодетандер;

- давления газа на выходе из турбодетандера;

- давления газа на входе и выходе компрессора;

2) пуск, остановка и раздельное управление кранами агрегата.

5.4.11. С дистанционного щита управления турбодетандера должен осуществляться контроль:

- температуры газа на входе в турбодетандер, выходе из него, входе в компрессор, выходе из него, температуры масла на сливе из подшипников;

- давления газа на входе в турбодетандер и выходе из нее, на входе в компрессор и выходе из него;

- угла поворота соплового аппарата;

- частота вращения вала турбодетандерного агрегата (ТДА).

5.4.12. Система автоматики турбодетандера должна предусматривать:

1) защиту агрегата при:

-повышении давления газа перед турбодетандером:

- повышении частоты вращения вала ТДА;

- повышении температуры смазки на сливе из подшипников;

- самопроизвольной перестановке кранов;

2) предупредительную сигнализацию температуры смазки на сливе из подшипников, уровня масла в маслобаке, неисправности датчика оборотов;

3) режимную сигнализацию "пуск разрешен", "пуск", "агрегат в работе", "агрегат остановлен";

4) сигнализацию положения кранов ("открыт", "закрыт").

5.4.13. Кроме перечисленного объема автоматизации, входящего в комплект поставки агрегатов, необходимо предусматривать:

- сигнализацию верхнего предельного уровня в сепараторах;

- регистрацию температуры газа после концевых холодильников агрегатов;

- местный контроль температур и давлений по аппаратному двору агрегатов.

5.4.14. При подаче отбензиненного газа и ШФЛУ в магистральные трубопроводы на выходе ГПЗ следует предусматривать узлы коммерческого учета (см. п. 5.1.1)

5.5. Установка получения пропана

5.5.1. Схема автоматизации процесса должна предусматривать:

1) автоматическое регулирование:

- расхода питания в деэтанизатор;

- расхода питания в пропановую колонну с коррекцией по уровню в испарителе деэтанизатора;

- расхода орошения пропановой колонны;

- уровня жидкости в пропановом холодильнике деэтанизатора;

- уровня ШФУ в испарителе пропановой колонны;

- уровня в рефлюксной емкости пропановой колонны;

- температур в деэтанизаторе и пропановой колонне;

- температуры в рефлюксной емкости;

- давлений верха деэтанизатора, пропановой колонны и рефлюксной емкости пропановой колонны;

2) регистрацию:

- температур верха и низа деэтанизатора и пропановой колонна ШФУ на выходе установки;

- расхода пропана на выходе установки;

3) сигнализацию.

- максимального и минимального уровней в пропановом холодильнике деэтанизатора,

- испарителях деатанизатора и пропановой колонны, в рефлюксной емкости пропановой колонны, в емкости пропана;

4) дистанционное (автоматическое) управление жалюзями АВО, дистанционное отключение насосов;

5) местный контроль давлений и температур.

5.6. Холодильное отделение

5.6.1. Для создания пропанового холодильного цикла на 1ПЗ применяют следующие виды компрессоров:

- газомотокомпрессоры;

- турбокомпресоорные агрегаты с электроприводом типа АТКП;

- турбокомпрессорные агрегаты "Светлана", поставляемые фирмой ЧКД "Прага" в составе комплектных холодильных установок.

5.6.2. Объем автоматизации газомотокомпрессоров холодильных пропановых установок аналогичен объему автоматизации, предусматриваемому для ГМК компрессорной сырого газа (см. п. 5.2.3 настоящего РД).

5.6.3. Кроме того дополнительно следует предусматривать:

- автоматическое отключение топливного газа при понижении давления на приеме компрессора.

5.6.4. Турбокомпрессоры АТКП и ЧКД "Прага" оборудованы комплектной автоматикой.

5.6.5. Дополнительно к комплектным системам автоматики следует предусматривать приборы и средства автоматизации, обеспечивающие:

- регулирование температуры конденсации пропана поворотом лопастей вентиляторов АВО, уровня в переохладителях пропана, давления в системе конденсации (сдувкой инертов);

- регистрацию и сигнализацию предельных уровней в линейных и дренажных ресиверах и сепараторах;

- местный контроль температуры и давления;

- дистанционное управление приводной арматурой.

5.6.6. Управление работой холодильного отделения следует предусматривать следующим образом:

- при применении ГМК - с рабочих мест в машзале;

- при применении турбокомпрессоров с электроприводом - из ПУ установки переработки газа или самостоятельного ПУ.

5.7. Отделение сероочистки

5.7.1. Очистка газа от сероводорода осуществляется абсорбционным методом с последующей регенерацией абсорбента.

5.7.2. Для поддержания заданного режима технологического процесса необходимо предусматривать:

1) автоматическое регулирование:

- соотношения расходов "Н2S - содержащий газ - абсорбент";

- давления: верха абсорбера; в емкости регенерированного абсорбента; очищенного газа на подаче в емкость регенерированного абсорбента в качестве газовой "подушки"; в емкости верхнего продукта десорбера;

- температуры куба десорбера;

- расхода орошения в десорбер с коррекцией по температуре верха десорбера; расхода теплоносителя в перегонный куб с коррекцией по температуре в перегонном кубе;

- расхода насыщенного абсорбента на десорбцию о коррекцией по уровню в кубе абсорбера;

- уровня в кубе десорбера, в сепараторах сырого и очищенного газа, емкости орошения десорбера, раздела фаз "углеводороды - абсорбент" в разделительной емкости;

2) регистрацию:

- перепада давления в абсорбере;

- содержания сероводорода в газе, поступающем на установку;

- содержания сероводорода в очищенном газе;

- температуры потоков после теплообменника (холодильника) регенерированного абсорбента;

- температуры верхнего продукта десорбера (после конденсатора - холодильника);

3) сигнализацию:

- предельно допустимых значений уровня углеводородного конденсата в разделительной емкости с формированием команд на управление насосами на откачке конденсата;

- аварийного снижения давления в сети сжатого воздуха КиА;

- аварийного повышения содержания сероводорода в очищенном газе;

- предельно-допустимых значений уровня в емкости регенерированного абсорбента;

- повышения перепада давления в абсорбере;

4) местный контроль температуры и давления.

5.7.3. Управление узлом сероочистки следует, как правило, предусматривать из ПУ установки переработки газа.

5.7.4. При компоновке отделения, не позволяющей выполнить централизованное управление, для последнего рекомендуется предусматривать локальное ПУ.

5.8. Дожимная компрессорная

5.8.1. Для обеспечения необходимого давления газа на подаче с газ в магистральные газопроводы используются дожимные компрессорные станции.

5.8.2. В качестве дожимных компрессорных агрегатов на ГПЗ применяются:

- газомотокомпрессоры;

- центробежные компрессорные агрегаты с электроприводом.

5.8.3. Объемы автоматизации ГМК приведены в п. 5.2.3.

5.8.4. Система автоматики центробежных компрессорных агрегатов, применяемых для компримирования газа, поставляется комплектно с агрегатами.

5.8.5. Кроме системы автоматики компрессорных агрегатов, по дожимной компрессорной следует предусматривать объем автоматизации, аналогичный приведенному для общестанционного оборудования компрессорной сырого газа (п. 5.2.6.1).

5.8.6. Управление дожимной компрессорной с применением ШК следует предусматривать с рабочих мест в машзале.

5.8.7. Управление электроприводными компрессорными агрегатами следует осуществлять, как правило, из помещения управления установкой переработки газа, учитывая при компоновке технологического оборудования ограничение по длинам трасс КИП и А.

5.9. Факельное хозяйство

5.9.1. Факельное хозяйство следует оснащать приборами и средствами автоматизации, обеспечиващими:

1) автоматическое регулирование давления "после себя" в линии топливного газа на "дежурные" горелки факела;

2) светозвуковую сигнализацию:

- предельного верхнего уровня в сепараторе факельного газа;

- предельно допустимых значений уровня в сборнике конденсата ("дрипе");

- падения расхода (давления) газа на лабиринтное уплотнение;

- падения давления топливного газа на "дежурные" горелки факелов;

3) дистанционное управление электроприводными задвижками, установленными на газе передавливания, уравнительной линии и выводе конденсата из "дрипа";

4) дистанционный контроль температуры и давления.

5.9.2. Управление работой факельного хозяйства, как правило, осуществляется из помещения управления установки переработки газа.

5.10. Товарный парк

5.10.1. Объем автоматизации по сооружениям, относящимся к основной технологии (хранению, откачке, налиму продукта), должен предусматривать:

- дистанционный и местный контроль уровня в емкостях;

- регулирование давления газовой "подушки";

- светозвуковую сигнализацию предельно допустимых значений уровня;

- дистанционное отключение (из Пу) насосов;

- дистанционное управление коллекторными електроприводными задвижками;

- местный контроль давления и температуры.

5.10.2. Управление сооружениями товарного парка осуществляется, как правило, из помещения управления парком, размещаемого в бытовом корпусе.

5.11. Установка нагрева теплоносителя

5.11.1. Установка нагрева теплоносителя должна быть оснащена средствами автоматизации, обеспечивающими:

1) автоматическое регулирование давления топливного газа и расхода топливного газа на печь с коррекцией по температуре теплоносителя на выходе из печи;

2) регистрацию:

- расхода теплоносителя на подаче в печь;

3) светозвуковую предупредительную сигнализацию понижения уровня теплоносителя в подпиточной емкости;

4) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа при:

- понижении расхода теплоносителя на подаче в печь;

- погасании пламени в топке печи (для печей с факельными горелками);

- понижении давления топливного газа на подаче в печь;

5) аварийную светозвуковую сигнализацию с формированием сигнала на отсечку топливного газа и включение паровой завесы при загазованности площадки печей;

6) дистанционное, местное и автоматическое управление электроприводными задвижками на трубопроводах топливного газа и пара для создания паровой "завесы";

7) АВР циркуляционных насосов при аварийном понижении напора в нагнетательном коллекторе;

8) аварийную светозвуковую сигнализацию при понижении напора в коллекторе всоса циркуляционных насосов;

9) дистанционное управление подпиточными насосами;

10) светозвуковую сигнализацию отклонения от заданных значений тяги в печи;

11) местный контроль температуры и давления.

5.11.2. Контроль за работой установки нагрева теплоносителя рекомендуется осуществлять из единого теплового пункта (котельной) завода.

5.12. Азотно-кислородная установка

Объем автоматизации предусматривается в соответствии с типовым проектом, разработанным институтом "Гипрокислород"

5.13. Склад азота

5.13.1. Средства автоматизации вклада азота должны обеспечивать:

- светозвуковую сигнализацию повышения давления в емкостях азота с формированием командного сигнала на отсечку подачи азота о емкости при достижении заданных значений давления;

- регулирование давления "после себя" в трубопроводе из емкостей в сеть азота;

- местный контроль давления .

5.13.2. Контроль за работой склада следует осуществлять с рабочего места оператора азотно-кислородной станции.

5.14. Отделение регенерации масла со складом масел

Средства автоматизации должны обеспечивать:

- местный контроль уровня масла в емкостях;

- местный контроль давления и температуры.

5.15. Воздушная компрессорная

5.15.1. В состав компрессорной входят:

- собственно компрессорная;

- установка осушки воздуха;

- буферные емкости воздуха КИП и А.

5.15.2. Применяемые на ГПЗ воздушные компрессоры и установки осушки поставляются заводами-изготовителями комплектно с системами автоматики.

5.15.3. Дополнительно к поставляемым системам автоматики следует предусматривать:

1) регулирование давления "после себя" в коллекторе заводской сети сжатого воздуха КИП и А;

2) регистрацию расхода воздуха КИП и А, поступающего в заводскую сеть;

3) сигнализацию:

- повышения влажности (температуры точки росы) воздуха КиА выше допустимой;

- понижения давления в сети воздуха КИП и А.

4) формирование общего аварийного сигнала для передачи в нерасшифрованном виде на верхний уровень управления и запоминанием первопричины аварийного состояния по месту.

5.16. Котельная

Объем автоматизации котельной определяется типовыми проектами. Для блочных котельных при их работе без постоянного присутствия обслуживающего персонала должна предусматриваться выдача сигнализации состояния в диспетчерскую ГПЗ.

5.17. Склад метанола

5.17.1. На ГПЗ компоновка складов метанола выполняется в двух вариантах:

- хранение метанола в подземных (заглубленных) емкостях;

- хранение метанола в надземных емкостях.

5.17.2. В обоих случаях следует предусматривать местный контроль температуры, давления и уровня.

5.18. Установка пенотушения

5.18.1. В состав установки входят насосы подачи раствора и сеть растворопроводов от насосной с разводкой раствора по производственным помещениям, подлежащим автоматическому пенотушению.

5.18.2. В качестве побудителей системы в установках пенотушения применяются:

- датчики пожарной сигнализации;

- пневматическая система с применением пневмобака;

- гидравлическая система с применением подпорного насоса малой производительности.

5.18.3. Объем автоматизации по установке пенотушения при работе с любой побудительной системой должен обеспечивать:

1) .местное, автоматическое и дистанционное (из помещения, пожарного депо) включение насосов подачи раствора в систему пенотушения;

2) АВР насоса подачи раствора при снижении напора на рабочем насосе;

3) автоматическую остановку насосов при достижении предельного нижнего уровня раствора в резервуаре;

4) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой) открытие электроприводных задвижек на растворопроводах в помещение, где возник пожар;

5) сигнализацию отклонения от нормы давления в контуре пневматической (гидравлической) побудительной системы при неработающих насосах;

6) местное управление насосом для создания гидравлической побудительной системы;

7) формирование общего сигнала отклонения от заданных значений режима работы установки для передачи на ДП ГПЗ с расшифровкой сигнала на шкафу управления, размещаемом по месту в насосной.

8) местный контроль давления.

5.18.4. Автоматический пуск рабочего насоса подачи раствора и открытие задвижки на растворопроводе в помещение осуществляется по сигналу от датчиков автоматической пожарной сигнализации, которой оборудовано данное производственное помещение.

5.19. Склад ЛВЖ

Системой автоматизации предусматривается автоматический пуск вытяжной вентсистемы цри загазованности склада выше 50 % от НПВ углеводородных газов.

5.20. Насосные станции хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения.

5.20.1. Насосные станции хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения, как правило, блокируются в одном помещении. При этом предусматривают три группы насосов:

- производственные;

- пожарные;

- хозпитьевые.

Первые две группы насосов работают, как правило, на один напорный кольцевой коллектор с забором воды из резервуаров производственно-противопожарного запаса.

5.20.2. Объем автоматизации насосных станций должен обеспечивать:

1) местное и автоматическое (в пределах уровня запаса производственной воды) управление насосами производственной воды с сигнализацией предельно допустимых уровней запаса производственной воды;

2) местное и дистанционное (из помещения пожарного депо) управления пожарными насосами;

3) автоматическое включение пожарного рабочего насоса (для пожаротушения зданий и создания водяной "завесы" на товарных парках) по падению напора в напорном кольцевом коллекторе с одновременным открытием электроприводных задвижек на систему дренчерного пожаротушения (водяной завесы);

4) АВР насосов (в каждой группе) по падению напора в нагнетательном трубопроводе рабочего насоса;

5) автоматическое поддерживание уровня запаса вода в резервуаре управлением электроприводной задвижкой на водоводе к резервуару;

6) автоматическое и дистанционное (из помещения управления технологической установкой управление электроприводными задвижками на водоводах создания водяной "завесы" (при отсутствии систем с отсечными клапанами);

7) формирование общего сигнала отклонения режима работы насосной станции от заданного для выноса на ДП ГПЗ и его расшифровка (запоминание первопричины отклонения) по месту;

8) местный контроль давления.

5.20.3. При размещении насосных в заглубленных помещениях дополнительно к перечисленному объему автоматизации следует предусматривать:

- местное и автоматическое управление дренажным насосом (по уровню в дренажном приямке).

5.21. Канализационные насосные станции (КНС)

5.21.1. В составе ГПЗ предусматривается три типа КНС:

- КНС производственно-дождевых стоков;

- КНС бытовых стоков;

- КНС очищенных стоков.

5.21.2. Первые два типа КНС, как правило, блокируются в одной насосной.

5.21.3. В блоке указанной насосной предусматривается следующее оборудование:

- группа насосов с приемным резервуаром производственно-дождевых стоков;

- группа насосов с приемным резервуаром бытовых стоков;

- дренажный насос.

5.21.4. Средства автоматизации по блоку насосной должны предусматривать:

- местное и автоматическое (по уровню в соответствующем резервуаре) управление каждой группы насосов;

- АВР насосов в каждой группе по предельному уровню в резервуаре;

- сигнализацию аварийного уровня в соответствующем резервуаре с формированием общего сигнала аварии для выноса на ДП;

- местное и автоматическое управление (по уровню в дренажном приямке) дренажным насосом;

- местный контроль давления.

5.21.5. При применении насосов бытовых стоков, требующих подпора на сальниковые уплотнения, следует предусматривать одновременное автоматическое включение подпорных насосов.

5.21.6. Схема автоматизации для КНС очищенных стоков аналогична предусмотренной для любой из перечисленных групп насосов блока КНС в заглубленном варианте.

5.21.7. Объемы автоматизации по станциям биологической очистки и артскважинам следует принимать в соответствии с типовыми проектами, разработанными организациями ВодоканалНИИпроекта.

5.22. Сооружения обслуживающего назначения

5.22.1. В сооружениях обслуживающего назначения, как правило, предусматривается автоматизация работы вентсистем непрерывного или периодического действия.

5.22.2. Приточные системы непрерывного действия (сдвоенные) должны быть оборудованы автоматикой, обеспечивающей:

1) АВР вентилятора при снижении напора в нагнетательном коллекторе вентсистемы;

2) регулирование температуры воздуха в нагнетательном коллекторе вентсистемы (или в обслуживаемом помещении) изменением подачи теплоносителя в калорифер в обоснованных случаях;

3) сигнализацию:

- понижения температуры в коллекторе обратного теплоносителя;

- состояния вентагрегатов: "нормальный напор", "падение напора", "АВР включен".

5.22.3. Средства автоматизации сдвоенных вытяжных вент-систем должны обеспечивать:

- АВР вентилятора при снижении тяги (разрежения) во всасывающем коллекторе вентсистемы;

- сигнализации состояния вентагрегатов: "вентилятор № 1 включен", "вентилятор № 2 включен", "включен резерв", "падение разрежения";

- дистанционное отключение вентсистем при пожаре.

5.22.4. Контроль за работой вентагрегатов осуществляется с рабочих мест производственного персонала, обслуживающего помещения, для которых предусмотрена вышеуказанная вентиляция.

5.22.5. К вентсистемам периодического действия относятся вентсистемы, обслуживающие помещения с периодическими процессами, либо с периодическим пребыванием персонала на рабочем месте, и аварийные вентсистемы.

5.22.6. Приточные вентсистемы периодического действия должны оснащаться средствами автоматизации, обеспечивающими:

- защиту калориферов от замораживания и трехминутный прогрев калорифера перед пуском вентагрегата;

- местный контроль температуры воздуха и теплоносителя после калорифера;

- дистанционное отключение агрегата при возникновении пожара в помещении, которое агрегат обслуживает;

- сигнализацию работы агрегата: "авария" (калорифер заморожен, исчезновение напряжения);

- отключение теплоносителя при остановке приточной системы.

5.22.7. Контроль за работой указанных агрегатов осуществляется с рабочих мест персонала, обслуживающего процесс или помещение с размещаемых на этих рабочих местах шкафов управления и сигнализации.

5.22.8. Работа периодически действующих вытяжных вент-систем, как правило, блокируется с работой другого оборудования или процесса. При этом средства автоматизации должны предусматривать одновременное автоматическое включение вентсистемы с включением указанного оборудования, автоматическое выключение оборудования при отключении вентагрегата и контроль состояния вентсистемы с рабочего места обслуживающего персонала.

5.22.9. Работа аварийных вентсистем сблокирована с работой сигнализаторов довзрывоопасных (или предельно допустимых санитарных) концентраций.

5.22.10. Кроме автоматического включения аварийных вентсистем необходимо предусматривать дистанционное включение всех аварийных вентсистем из безопасного места.

5.23. Сливо-наливная эстакада

5.23.1. Сливо-наливная эстакада, как правило, оборудована электроприводными задвижками на наливных трубопроводах и уравнительных линиях с дистанционным управлением из ПУ товарного парка и электроприводными задвижками на трубопроводах паровой завесы с их включением по песту.

5.23.2. Открытию электроприводных задвижек на трубопроводах паровой завесы должна предшествовать предупредительная звуковая сигнализация (срабатывает при нажатии кнопки включения паровой задвижки) с одновременным закрытием электроприводных задвижек на наливных трубопроводах и уравнительных линиях (от вышеупомянутой кнопки).

5.23.3. Для контроля давления в наливных стояках следует предусматривать местные манометры.

6. Диспетчеризация сооружений ГПЗ

В объеме диспетчерской информации следует предусматривать:

6.1. По технологической установке переработки газа:

- регистрации расходов, давлений и температур сырого газа, поступающего на ГПЗ, и отбензиненного газа, уходящего с ГПЗ;

- регистрацию расхода ШФЛУ, уходящей с завода;

- регистрацию состояния компрессорных агрегатов, сырого газа, дожимных и воздушных.

6.2. По сооружениям общезаводского назначения:

- сигнализацию аварийного состояния в сооружении (общий нерасшифрованный сигнал по каждому сооружению).

 

Содержание

1. Общие положения

2. Краткая характеристика объекта автоматизации

3. Общие требования к схемам автоматизации

4. Общие требования к техническим средствам автоматизации

5. Автоматизация объектов ГПЗ

 

5.1. Узел сепарации и замера газа

 

5.2. Компрессорная сырого газа

 

5.3. Осушка газа и конденсата

 

5.4. Отделение переработки газа

 

5.5. Установка получения пропана

 

5.6. Холодильное отделение

 

5.7. Отделение сероочистки

 

5.8. Дожимная компрессорная

 

5.9. Факельное хозяйство

 

5.10. Товарный парк

 

5.11. Установка нагрева теплоносителя

 

5.12. Азотно-кислородная установка

 

5.13. Склад азота

 

5.14. Отделение регенерации масла со складом масел

 

5.15. Воздушная компрессорная

 

5.16. Котельная

 

5.17. Склад метанола

 

5.18. Установка пенотушения

 

5.19. Склад ЛВЖ

 

5.20. Насосные станции хозпитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения

 

5.21. Канализационные насосные станции

 

5.22. Сооружения обслуживающего назначения

 

5.23. Сливо-наливная эстакада

6. Диспетчеризация сооружений ГПЗ

 

 

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

    Родной Фото: трёхэтажный бревенчатый дом с сауной 293.5 5 4 Трёхэтажный бревенчатый дом с сауной

    195/149 Фото: двухэтажный дом с балконом и террасой 195 3 2 Двухэтажный дом с балконом и террасой

    Ворониха Фото: двухэтажный дом из бруса 175 2 Двухэтажный дом из бруса

    Княжий Фото: дом из бревна с большой и светлой гостиной 121.2 3 3 Дом из бревна с большой и светлой гостиной

    173A Фото: компактный дом с большим гаражом, верандой и зимним садом 280.2 3 4 2 Компактный дом с большим гаражом, верандой и зимним садом


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.