Автоматизация линейной части магистральных нефтепроводов

ВВЕДЕНИЕ

В связи с постоянным увеличением добычи нефти растет сеть магистральных нефтепроводов — самого прогрессивного в техническом и экономическом отношении вида транспорта перемещения нефтепродуктов на большие расстояния. Несмотря на то что единовременные первоначальные капиталои металловложения в магистральные нефтепроводы сравнительно велики, себестоимость перекачки нефтепродуктов значительно ниже, а выработка на одного работающего в этой области в несколько раз выше, чем при перевозках нефтепродуктов другими видами транспорта. Темпы роста объемов перекачки по трубопроводам значительно выше, чем темпы перевозки на любом другом виде транспорта.

Магистральные нефтепродуктопроводы предназначены для транспортировки широкого ассортимента нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих комплексов до пунктов их распределения — крупных перевалочных нефтебаз, наливных станций и распределительных нефтебаз. В связи с ростом объема и ассортимента нефтепродуктов, возникла необходимость в развитии сетей магистральных нефтепродуктопроводов.

К магистральным нефтепродуктопроводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью более 50 км, предназначенные для транспортировки различных видов продуктов.

Магистральные нефтепродуктопроводы, кроме собственной линейной части, имеют линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), наливные (пункты путевого сброса) и перекачивающие станции, ремонтно-восстановительные пункты (РВП) и конечные пункты (наливные станции, перевалочные морские и речные нефтебазы).

Современные магистральные нефтепроводы проектируют с учетом работы средств автоматизации и телемеханизации, необходимых для обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов, их объектов и оборудования.

1. ВВОДНАЯ ЧАСТЬ Местом автоматизации в данном дипломном проекте является линейная часть магистрального нефтепровода, включающая в себя магистральный трубопровод (с отводами и ответвлениями, запорной арматурой, переходами через искусственные и естественные препятствия); сооружения линейной службы эксплуатации трубопровода (блок-посты линейных обходчиков); линии и сооружения производственно-технической связи и телемеханики; кабельные и воздушные линии электропередач; комплекс средств электрохимической защиты трубопровода от коррозии.

На линейной части нефтепроводов устанавливается приборы, которые монтируются в коверах и технологическое оборудование в блок-боксах ПКУ (пункт контроля и управления).

Средства телемеханизации магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием линейной части магистрального нефтепровода из районного, территориального диспетчерского пункта и ЦДП (центральный диспетчерский пункт).

Целью автоматизации линейной части магистральных нефтепроводов являются:

— повышение безопасности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов;

— оптимальное управление грузопотоками нефти по маршрутам транспортировки;

— контроль и сигнализация изменения состояния технологического оборудования;

— формирование и выдача отчетов и справок по транспорту нефти, работе оборудования, технологическому процессу и работе системы;

— дистанционное управление работой технологического оборудования.

— контроль утечек на нефтепроводе.

Автоматизация и телемеханизация линейной части магистрального нефтепровода осуществляется на базе контроллера «ЭЛСИ-Т».

Контроллер предназначен для построения распределенных гибких автоматизированных программно-технических комплексов контроля и управления объектами нефтяной и газовой промышленности, энергетики, перерабатывающих отраслей, транспорта, коммунальных хозяйств и др.

Система телемеханики линейной части магистрального нефтепровода выполняет следующие функции:

Контроля:

состояние охранной сигнализации (ПКУ, узлов с запорной арматурой при необходимости);

состояние и положение запорной арматуры;

состояние средств электрохимзащиты;

прохождения скребка;

— срабатывания моментных выключателей задвижек (при необходимости);

минимальная температура в ПКУ.

Управления:

линейными запорными устройствами;

деблокировка сигнала прохождения скребка;

освещение;

Измерения:

давления в трубопроводе;

защитного потенциала «труба — земля» .

Связи:

обмен информацией с районным диспетчерским пунктом (РДП) по телемеханическим протоколам.

Также система линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т» является важным компонентом в системе диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами.

В процессе автоматизации на линейной части нефтепровода установлены следующие первичные преобразователи:

— Датчик прохождения очистного устройства (скребка) ДПС-5 В.

— Датчик избыточного давления ТЖИУ 406.

— Манометр показывающий типа МП-3 с импульсной линией.

Прибор контроля прохождения очистного устройства ДПС-5 В (сигнализатор) предназначен для фиксации момента и установления факта прохождения очистного устройства (скребка) по трубопроводу.

Датчик ТЖИУ 406 предназначен для измерения избыточного или абсолютного давления газа или жидкости и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный линейно возрастающий токовый сигнал.

В дипломном проекте отражены общие требования при монтаже систем контроля и автоматики, особенности монтажа первичных преобразователей и контроллера на линейной части магистрального нефтепровода. Кроме того, озвучены вопросы монтажа кабелей и проводов в земле, по перфорированному лотку. Описаны технологии разделки концов кабелей и проводов и их последующее подключение к клеммам приборов. Рассмотрены вопросы ТБ, ПБ и основные положения по охране труда. И с учетом специфики работ на линейной части магистрального нефтепровода приведены и описаны требования по организации работ, требования перед началом работ, после завершения работ. В экономической части приведены основные технико-экономические показатели автоматизации линейной части магистрального нефтепровода.

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Принцип и построение системы диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами

Система диспетчерского контроля и управления магистральными нефтепроводами ОАО АК «Транснефть» является составной часть единой автоматизированной системы управления ОАО АК «Транснефть».

СДКУ представляет собой комплекс программно-технический средств, предназначенный для управления технологическим процессом перекачки нефти и контроля за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени, и состоит из уровней районных диспетчерских пунктов (РДП), территориальных диспетчерских пунктов (ТДП) и центрального диспетчерского пункта (ЦДП).

СДКУ представляет трехуровневую иерархическую структуру с раздельным административным управлением каждым уровнем:

— верхний уровень — уровень центрального диспетчерского пункта ЦДП ОАО АК «Транснефть»;

— средний уровень — уровень территориальных диспетчерских пунктов ТП ОАО МН

— нижний уровень — уровень районных диспетчерских пунктов и филиалов ОАО МН.

Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления показана на рис. 2.1.1.

СДКУ уровня ЦДП состоит из комплекса технических средств, обеспечивающих прием данных от всех ТП и предоставление этой информации в графическом, текстовом, электронном виде на рабочие места оперативно-диспетчерского персонала и специалистов АК «Транснефть».

СДКУ уровня ТДП объединяет уровни РДП и обеспечивает отображение технологической информации в объеме требований, предусмотренных техническим заданием АК «Транснефть».

СДКУ уровня РДП создается на технологически законченном участке нефтепроводов и состоит из оборудования РДП, средств телемеханизации НПС и линейной части, средств автоматизации НПС, резервуарных парков и других систем автоматики.

Система диспетчерского контроля уровня РДП и ТДП имеют единую структуру обработки и отображения технологической информации, определенную архитектуру клиент — серверной технологии программного обеспечения СДКУ, и состоят из серверов ввода-вывода и графических рабочих станций.

Рисунок. 2.1 Упрощенная схема системы диспетчерского контроля и управления Обмен информацией между иерархическими уровнями системы и другими системами из состава единой системы диспетчерского управления и контроля транспортом нефти должен быть реализован средствами вычислительной сети.

Вычислительная сеть объединяет локальные вычислительные сети (ЛВС) АК «Транснефть», ОАО УМН и филиалов. ЛВС включают серверное и коммутационное оборудование, средства связи, системы энергообеспечения, программные средства и персональные компьютеры (ПК), установленные на каждом уровне управления. Обмен информацией между персональными компьютерами в ЛВС осуществляется по протоколам, принятым в вычислительной сети СДКУ.

Информация о состоянии технологических объектов нефтепровода по запросам должна предоставляться с запаздыванием не более 5 минут диспетчеру ТДП и не более 5 минут диспетчеру ЦДН.

Передача информации с уровней РДП на уровень ТДП осуществляется через сеть передачи данных, организованной на базе IP маршрутизаторов и цифровых каналов связи.

На уровне РДП сбор информации с объектов обеспечивается по телемеханическим протоколам.

В СДКУ уровней РДП, ТДП и ЦДП, созданных на базе инструментального пакета SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных), создается принцип «прозрачности» информации, т. е. обеспечивается возможность контроля единой первичной информации на всех уровнях в реальном масштабе времени.

Применение SCADA-технологий позволяет достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Дружественность человеко-машинного интерфейса (HMI/MMI), предоставляемого SCADA — системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность «рычагов» управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. — повышает эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводит к нулю его критические ошибки при управлении.

Большое значение при внедрении современных систем диспетчерского управления имеет решение следующих задач:

— выбора SCADA-системы (исходя из требований и особенностей технологического процесса);

— кадрового сопровождения.

Выбор SCADA-системы представляет собой достаточно трудную задачу, аналогичную принятию решений в условиях многокритериальности, усложненную невозможностью количественной оценки ряда критериев из-за недостатка информации.

Подготовка специалистов по разработке и эксплуатации систем управления на базе программного обеспечения SCADA осуществляется на специализированных курсах различных фирм, курсах повышения квалификации. В настоящее время в учебные планы ряда технических университетов начали вводиться дисциплины, связанные с изучением SCADA-систем. Однако специальная литература по SCADA-системам отсутствует; имеются лишь отдельные статьи и рекламные проспекты.

В АК «Транснефть» система диспетчерского контроля и управления создана на базе инструментального пакета SCADA «Genesis for Windows 3.51», который удовлетворяет и техническим характеристикам, и стоимостным характеристикам, и эксплуатационным характеристикам.

На самом нижнем уровне СДКУ находится система линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т», которая обеспечивает сбор данных с первичных датчиков и обработку этой информации для дальнейшей передачи на вышестоящие уровни и является неотъемлемой и важной частью всей системы управления магистральными нефтепроводами.

2.2 Система линейной телемеханики контроллер «ЭЛСИ-Т»

Система телемеханики линейной части магистрального нефтепровода предназначена для централизованного контроля и управления оборудованием линейной части магистрального нефтепровода. В качестве системы линейной телемеханики используется «Контроллер ЭЛСИ-Т», который осуществляет сбор и обработку информации с первичных датчиков, формирование сигналов управления, осуществляет прием и передачу информации по последовательным каналам связи с районным диспетчерским пунктом.

Система телемеханики линейной части магистрального нефтепровода «ЭЛСИ-Т» выполняет функции:

1. Контроля:

Контроль состояние охранной сигнализации ПКУ при помощи концевых выключателей, расположенных в ПКУ.

Контроль прохождения скребка на магистральном нефтепроводе — при помощи датчика прохождения скребка ДПС-5 В.

Контроль срабатывания моментных выключателей задвижек («Открытие задвижки», «Закрытие задвижки»).

Контроль минимальной температуры в ПКУ — осуществляется при помощи термореле.

2. Управления:

Управление линейными запорными устройствами (задвижками).

Деблокировка сигнала прохождения скребка.

Управление освещение около ПКУ (при необходимости).

3. Измерения:

Измерение давления в трубопроводе при помощи датчика избыточного давления ТЖИУ 406.

Измерение защитного потенциала «труба — земля» при помощи КИК (контрольно-измерительная колонка).

4. Связи:

Обмен информацией с районным диспетчерским пунктом (РДП) по телемеханическим протоколам.

Полное название контроллера: Контроллер «ЭЛСИ-Т» ТУ 4229−005−28 829 549−95. Технические характеристики контроллера представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — технические характеристики контроллера «ЭЛСИ-Т»

2.2.1 Конструкция контроллера

Конструкция контроллера представляет собой набор модулей, объединенных коммутационной панелью ТК-101.

Конструкция контроллера обеспечивает его крепление на вертикальной несущей поверхности. Крепление осуществляется за четыре крепежные отверстия в планках, закрепленных с тыльной стороны панели. Допускается навешивать панель за две точки крепления, расположенные под крепежными планками. Крепежные планки в этом случае необходимо снять.

Подключение основного и резервного питания осуществляется через разъем панели ТК-101, расположенный с правой стороны панели. Заземление контроллера осуществляется через винт на панели ТК-101 и разъем, с помощью вилки с контактом заземления.

Выключатели питания и предохранители контроллера расположены с левой стороны панели ТК-101.

Электрические соединения модулей между собой выполняются через разъемы панели ТК-101.

2.2.2 Принцип работы контроллера Контроллер реализован с применением микропроцессорной техники по модульному принципу. В состав контроллера входят:

базовый комплект, состоящий из коммутационной панели, источника питания и процессорного модуля.

модуля УСО (устройство связи с объектами) и другие специализированные модули, набор которых определяет функциональное назначение контроллера.

Управление контроллером осуществляется центральным процессором. Центральный процессор выполнен на базе 16-разрядного микроконтроллера i80C188EB фирмы Intel. Тактовая частота процессора 20 МГц. Требуемые функции контроллера обеспечиваются добавлением к базовому комплекту различных модулей ввода/вывода, которые, также как и базовые модули, устанавливаются на коммутационную панель.

В большинстве модулей ввода/вывода применяется микроконтроллер ТР80С31ВН с тактовой частотой 12 МГц. При помощи микроконтроллера реализуется целевые функции модуля. Обмен информацией между центральным процессором и микроконтроллером осуществляется через системную шину контроллера (панель ТК-101).

2.2.3 Конструкция модулей Каждый модуль контроллера представляет собой функционально-законченный блок.

Основной конструкцией модуля являются печатные платы, объединенные между собой стенкой верхней, стенкой нижней и винтами.

На лицевой стороне плат расположены:

— светодиодные индикаторы, отображающие состояние модуля

— штыревые соединители для установки режима работы модуля

— разъем для подключения внешних связей модуля.

С лицевой стороны модуль закрыт съемной панелью, прикрепленный двумя винтами к стенкам. На передней панели нанесено наименование модуля контроллера и обозначение разъема.

Состав прикладных программ определяется функциональным назначением контроллера.

Все прикладные задачи в контроллере работают под управлением операционной системы с различными уровнями приоритета. Наивысшим приоритетом среди задач пользуются процессы операционной системы и аварийной сигнализации.

Контроллер «ЭЛСИ-Т» в своем составе имеет следующие блоки: модуль ТП-101, модуль ТС-203, модуль ТА-202, модуль ТД-121, модуль ТД-318.

2.2.4 Панель ТК-101

Панель ТК-101 предназначена для объединения модулей контроллера «ЭЛСИ-Т» и подключения питания к контроллеру.

Панель ТК-101 в зависимости от числа подключаемых модулей ввода/вывода, имеет несколько исполнений:

Панель ТК-101.8 — с количеством модулей ввода/вывода 8.

Панель ТК-101.6 — с количеством модулей ввода/вывода 6.

Панель ТК-101.4 — с количеством модулей ввода/вывода 4.

Панель ТК-101.2 — с количеством модулей ввода/вывода 2.

Подключение основного и резервного питания, заземления контроллера осуществляется через разъем, расположенный на лицевой стороне передней панели. Выключатели питания и предохранители контроллера также расположены на лицевой стороне панели. Индикация включения питания осуществляется двумя газоразрядными индикаторами красного цвета.

Основой конструкции панели являются две металлические крышки. К крышкам крепятся предохранители, выключатели, выходной разъем и коммутационная печатная плата.

2.2.5 Модуль ТП-101

Модуль ТП-101 предназначен для питания контроллера «ЭЛСИ-Т», формирования сигналов аварии питающей сети и готовности выходных напряжений. Модуль выполнен в конструктиве контроллера «ЭЛСИ-Т.

В модуле ТП-101 имеется схема контроля напряжения питания 220 В, 50 Гц. При снижении напряжения до 150−170 В схема формирует сигнал в центральный процессор для сигнализации о переходе питания контроллера на резервный источник постоянного тока 220 В.

Технические характеристики модуля приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — технические характеристики модуля ТП-101

Состояние модуля в процессе эксплуатации отображается светодиодными индикаторами, которые расположены на передней панели модуля ТП-101. При включении контроллера (модуля) должны гореть индикаторы 5 В, 12 В, -12 В.

2.2.6 Модуль ТС-203

Модуль ТС-203 служит для выполнения программ обработки данных и обеспечивает управление устройствами связи с объектом (УСО), обмен данными через шину ConBUS, а также позволяет осуществлять связь с внешними географически удаленными объектами посредством встроенного модема.

УСО выполняет следующие функции:

Нормализация аналогового сигнала — приведение границ шкалы первичного непрерывного сигнала к одному из стандартных диапазонов входных сигналов.

Предварительная низкочастотная фильтрация аналогового сигнала — это ограничение полосы частот первого непрерывного сигнала с целью снижения влияния на результат измерения помех различного происхождения.

УСО обеспечивает опрос датчиков, контроль наличия в цепи напряжения, тока и т. п. А выходные формируют сигнал для управления пускателями, двигателями и прочими устройствами.

Модуль выполнен в конструктиве модулей контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль состоит из платы центрального процессора МС-203 и дополнительной платы модема МН-202.

Плата центрального процессора служит для выполнения программ управления внешними устройствами и обработки полученных данных. На плате центрального процессора расположены: память данных ОЗУ, память для хранения программ FLASH, часы реального времени и «Watch Dog» (схема автоматического перезапуска контроллера при сое программы), соединенных между собой посредством локальной шины.

Технические характеристики модуля приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — технические характеристики модуля ТС-203

2.2.7 Модуль ТА-202

Модуль ТА-202 предназначен для измерения гальванически разделенных токов и напряжений в составе контроллера «ЭЛСИ-Т» .

Модуль выполнен в конструктиве модулей контроллера «ЭЛСИ-Т». Работа модуля основана на принципе преобразования напряжения в частоту следования импульсов и подсчет их количества в заданный интервал времени.

Модуль ТА-202 состоит из плат ТД-001 и МА-203. Плата ТД-001 предназначена для программного управления платой МА-203 и для обмена данными с модулем по шине контроллера.

Технические характеристики модуля ТА-202 приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — технические характеристики модуля ТА-202

2.2.8 Модуль ТД-121

Модуль ТД-121 предназначен для опроса дискретных датчиков сигнализации типа «сухой контакт» в составе контроллера «ЭЛСИ-Т» .

Модуль выполнен в конструктиве модулей контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль ТД-121 состоит из плат ТД-001 и МД-121. Плата ТД-001 предназначена для программного управления платой МД-121 и для обмена данными с модулем по шине контроллера.

Плата ТД-121 работает под управлением платы ТД-001 и содержит два одинаковых канала, каждый из которых предназначен для опроса 16 дискретных датчиков.

Технические характеристики модуля приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 — технические характеристики модуля ТД-121

2.2.9 Модуль ТД-318

Модуль ТД-318 предназначен для выдачи 32 сигналов управления напряжением 24 В постоянного тока в составе контроллера «ЭЛСИ-Т» .

Модуль выполнен в конструктиве модулей контроллера «ЭЛСИ-Т». Модуль состоит из двух плат: платы управления МД-305 и платы сопряжения МД-306.

Плата управления МД-305 предназначена для сопряжения модуля с шиной контроллера ConBus, управления процессом выдачи сигналов управления, контроля правильности функционирования модуля.

Плата МД-306 содержит 8 гальванически разделенных каналов по 4 сигнала управления в каждом канале.

Технические характеристики модуля приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 — технические характеристики модуля ТД-318

2.3 Технологическая связь

Для оперативного управления всеми объектами магистрального нефтепровода вдоль трассы сооружаются линии связи. Технологическая связь обеспечивает диспетчерскую телефонную связь управления магистральными нефтепроводами (УМН) со всеми подразделения, цехами и технологическими объектами УМН, связь с другими УМН, местную связь, каналы телемеханики и каналы передачи данных.

Под каналом связи подразумевается совокупность технический средств (аппаратура и линия связи), необходимых для независимой передачи данного сообщения.

При выборе линий связи необходимо учитывать следующие особенности:

удаленность объекта измерений от места приема и обработки измерительной информации;

поток информации (количество передаваемых значений измеряемой величины в единицу времени);

скорость изменения измеряемой величины;

требования к точности измерений;

влияние внешних воздействий специфика вывода сигналов из среды объекта измерений (взрывои пожароопасность, химическая агрессивность и др.);

необходимость компромисса между требуемыми и допустимым затратами.

Линией связи может служить проводная цепь (кабельная или воздушная линия), радиорелейная система или радиосвязь. На всей протяженности магистрального нефтепровода в качестве линий связи используется радиосвязь при помощи радиостанция «Моторолла».

На линейной части магистрального нефтепровода сбор технологической информации осуществляется средствами телемеханики «ЭЛСИ-Т». При этом у каждого контролируемого объекта устанавливается аппаратура контролируемых пунктов (КП) телемеханики, которая связывается с различными датчиками.

Передача информации в телемеханической системе складывается из трех операций:

1 Сбор и обработка информации;

2 Формирование сигнала в передающем устройстве;

3 Передача его по линии.

Передача информации в телеизмерениях чаще всего осуществляется в виде электрических сигналов по общей схеме, показанной на рис. 2.2.

Рисунок.2.2 — Общая схема телеметрического устройства Сигналы для передачи, как правило, модулируют, а затем восстанавливают на приемной стороне.

Надежность и достоверность передаваемых сообщений во многом зависит от качества каналов связи. Поэтому большое внимание уделяется надежности каналов связи и контролю за их работой.

2.4 Электроснабжение системы линейной телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т»

На магистральном нефтепроводе электроснабжение системы линейной телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т» производится от вдольтрассовой линии электропередач 10 кВ, которая снабжает электропотребителей линейных сооружений. Причем питание контроллера «ЭЛСИ-Т» осуществляется через трансформаторную подстанцию, расположенную на расстоянии 85 м от блок-бокса ПКУ.

Если по причине аварии на вдольтрассовой линии электропередач произойдет отключении электрической энергии, то контроллер «ЭЛСИ-Т» автоматически переходит на автономное резервное питание, которое обеспечивается источником вторичного питания СКАТ-2400.

По руководящим документам РД 153−39.4−087−01 «Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов» средства телемеханики линейной части магистрального нефтепровода должны иметь источники бесперебойного питания (ИБП), которые должны поддерживать работу средств телемеханики вместе с датчиками не менее трех часов, если после прохождения трех часов не будет подано электропитание от вдольтрасовой ЛЭП — то диспетчер должен будет остановить работу всего нефтепровода в аварийном порядке.

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400 предназначен для обеспечения бесперебойной работы систем телемеханики, охранно-пожарной сигнализации с токами потребления от 0,5 А до 5 А. Источник СКАТ-2400 оснащен системой заряда и контроля аккумуляторной батареи. СКАТ-2400 изготовлен на унифицированной печатной плате. Вопросы монтажа и особенности эксплуатации источника электропитания СКАТ-2400 описаны в разделе 3 данного дипломного проекта.

Условия эксплуатации:

а) напряжение питающей сети 220 В 50 Гц с пределами изменения от

187 до 242 В;

б) температура окружающей среды от -10 до +400 С;

в) относительная влажность воздуха не более 90%;

г) отсутствие в воздухе паров агрессивных сред.

Технические данные и характеристики приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 — технические характеристики источника вторичного электропитания СКАТ-2400

2.5 Выбор и обоснование первичных преобразователей

Линейная часть магистрального нефтепродуктопровода состоит: из собственно трубопровода с ответвлениями (шлейфами) для путевого сброса нефтепродукта на нефтебазы, отключающей и запорной арматурой, рядом с которой находятся ковера и блок-боксы пунктов контроля и управления (ПКУ), в которых монтируются линейная система телемеханики.

В коверах на линейной части монтируются первичные преобразователи, импульсные линии, манометры.

Ковер предназначен для защиты первичных преобразователей от механического воздействия при проведении каких-либо работ на линейной части, воздействия окружающей среды на приборы, защиты импульсной линии и манометров от водных осадков и атмосферных изменений.

На линейной части нефтепродуктопровода установлены следующие первичные преобразователи:

Датчик прохождения очистного устройства (скребка) ДПС-5 В.

Датчик избыточного давления ТЖИУ 406.

Манометр показывающий типа МП-3 с импульсной линией.

Эти вышеперечисленные первичные преобразователи были выбраны исходя из следующих требований: датчики соответствуют необходимым выходным характеристикам и параметрам качества, обеспечивают надежность и качество выполняемых измерений (преобразования сигнала).

Также эти первичные преобразователи соответствуют рабочим условия эксплуатации, могут работать при температуре окружающей среды от -50 до +50 0С, могут применяться в соответствии с гл. 7.3 ПУЭ во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIА, групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ 12.1.011−78. Первичные преобразователи имеют степень защиты от внешних воздействий, а также взрывозащищенного исполнения.

При выборе первичных преобразователей учитывались такие факторы, как бесконфликтность и нормальный бесперебойных режим работы с линейной системой телемеханики, построенной на базе контролера «ЭЛСИ-Т» .

2.6 Характеристики и описание принципа действия первичных преобразователей

2.6.1 Датчик прохождения очистного устройства ДПС-5В

Прибор контроля прохождения очистного устройства ДПС-5 В (сигнализатор) предназначен для фиксации момента и установления факта прохождения очистного устройства (скребка) по трубопроводу. Внешний вид датчика показан на рис. 2.4.

Внутренняя полость магистральных нефтепроводов в процессе эксплуатации и при подготовке к проведению диагностических работ должна подвергаться очистке внутренней полости трубопровода.

Очистной скребок — внутритрубный снаряд, предназначенный для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.

Рабочая среда для скребка — нефть, нефтепродукты, вода.

Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них манжетов. Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящим дисками.

На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает спереди себя. В задней части скребка в защитной раме расположен передатчик для скребка. Внешний вид скребка приведен на рис. 2.3.

Рисунок. 2.3 — Внешний вид очистного скребка

Сигнализатор ДПС-5 В взрывозащищенного исполнения с маркировкой взрывозащиты 1 Ex d11 AT3 может применяться в соответствии с гл. 7.3. ПУЭ во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории 11А, групп Т1, Т2, Т3 по классификации ГОСТ 12.1.011−78.

Согласно ПУЭ взрывозащитное оборудование подразделяется по уровням взрывозащиты, уровням, группам и темпратурным классам. Датчик прохождения скребка ДПС-5 В имеет маркировку взрывозащиты 1 Ex d11 AT3. Что обозначает:

1 — взрывобезопасное оборудование.

Ex — указывает на соответствие электрооборудования стандартам взыровозащиты оборудования.

d — взрывонепроницаемая оболочка

II — это обозначает, что оборудование для внутренних и внешних установок.

АТ3 — температурный класс, соответсвующий температуре от 200−300 0С, взывоопасные смеси категории IIА (аммиак, ацетон, бензол, пропан, толуол).

1 Ex d11 AT3 — взрывобезопасное оборудование, соответствующее стандартам электрооборудования, во взрывоне-проницаемой оболочке, может применяться в наружных и внутренних установках с возможным образованием взрывооопасных смесей категории IIА, групп Т1, Т2, Т3.

ДПС-5 В может работать как автономно, так и в составе АСУ (автоматизированная система управления).

Принцип работы сигнализатора основан на приеме непрерывных ультразвуковых шумов, возникающих при прохождении очистного устройства (ОУ) по продуктопроводу. В момент прохождения ОУ места установки блока датчика на блоке питания и регистрации засвечивается светодиод, а в систему автоматики подается сигнал «Сухой контакт». Световая индикация и сигнал «Сухой контакт» сохраняются до тех пор, пока на прибор не будет подан сигнал «Контроль».

В приборе реализован режим дистанционного контроля работоспособности блока датчика, а также возможно определение характера неисправности линии, соединяющей блок датчика с блоком питания и регистрации — обрыв или короткое замыкание.

Рабочие условия эксплуатации датчика ДПС-5В:

а) Блок датчика сигнализатора:

взрывозащищенное исполнение с маркировкой взрывозащиты 1 Ex d11 AT3.

температура окружающей среды от -50 до +50 0С.

б) Блок питания и регистрации сигнализатора:

температура окружающей среды от -20 до +40 0С.

Технические характеристики датчика прохождения скребка ДПС-5В:

Точность определения момента прохождения очистного устройства места установки блока датчика +/- 3 с.

Питание от сети переменного тока напряжением (220 +/- 22) В, с частотой 50 Гц.

Мощность, потребляемая прибором, не более 2,5 ВА.

Режим работы непрерывный.

Масса не более, кг:

блок датчика сигнализатора 3,0

блок питания регистрации сигнализатора 1,3

Габаритные размеры, мм:

блок датчика сигнализатора 0−85, h 135

блок питания регистрации сигнализатора 200×90×50

магнитный прижим 100×95×35

Устройство и работа сигнализатора основана на приеме и регистрации непрерывных ультразвуковых шумов (в диапазоне 70 кГц и выше), возникающих при перемещении очистного устройства по трубопроводу.

Рисунок. 2.4 — Внешний вид блока датчика ДПС-5 В и блока регистрации

2.6.2 Датчик избыточного давления ТЖИУ 406

Датчик предназначен для измерения избыточного или абсолютного давления газа или жидкости и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра в унифицированный линейно возрастающий токовый сигнал. Внешний вид датчика показан на рис. 2.5.

Датчик может использоваться в комплексах и устройствах телемеханики. Датчик выполнен с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка», имеет маркировку по взрывозащите «1ExdIIAT6» и соответствует требованиям ГОСТ, что означает:

1 — взрывобезопасное оборудование.

Ex — указывает на соответствие электрооборудования стандартам взыровозащиты оборудования.

d — взрывонепроницаемая оболочка

II — это обозначает, что оборудование для внутренних и внешних установок.

АТ6 — температурный класс, соответсвующий температуре от 85−100 0С, взывоопасные смеси категории IIА (аммиак, ацетон, бензол, пропан, толуол).

1ExdIIAT6 -взрывобезопасное оборудование, соответствующее стандартам элоборудования, во взрывонепроницаемой оболочке, может применяться в наружных и внутренних установках с возможным образованием взрывооопасных смесей категории IIА, групп Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т6.

Технические характеристики датчика избыточного давления:

Диапазон измерения датчика ТЖИУ 406 при избыточном давлении от 0 до1,6 и от 0 до 2,5 МПа.

Выходной сигнал — токовый сигнал, линейно-изменяющийся в пределах диапазона измерений, либо от 4 до 20 мА, либо от 0 до 5 мА, в зависимости от модификации датчика.

Мощность потребляемая датчиком от источника питания не превышает 1,0 Вт.

Электрическое питание датчика осуществляется от источника постоянного тока напряжением 12−30 В.

Датчик сохраняет работоспособность после кратковременного воздействия перегрузки давлением 1,25Pmax в диапазоне до 10 Мпа.

Предел допускаемой основной погрешности датчика составляет в зависимости от вариации исполнения: +/-0,15%; 0,20%; 0,25%.

Полный назначенный срок службы датчика — 14 лет.

Масса датчика не превышает 2,8 кг (без монтажных частей).

Устройство датчика давления:

Датчик состоит из взрывобезопасного корпуса с двумя крышками. В корпусе имеются два резьбовых отверстия для кабельного ввода, одно закрыто пробкой, в другом непосредственно установлены втулки кабельного ввода с резиновыми сальниковыми уплотнениями. Для предохранения жил кабеля от скручивания введено зажимное устройство с помощью планки и двух винтов.

Принцип действия датчика давления.

В исходном состоянии в нормальных условиях величина давления в канале и камере равны между собой и соответствуют атмосферному давлению. Мембрана не испытывает деформирующих воздействий, сигнал с измерительной диагонали тензомоста равен «0» и при подключении датчика в цепи нагрузочного сопротивления формируется ток, равный 0 или 4 мА. При подаче измеряемого избыточного давления в канал штуцера оно через разделительную мембрану и жидкость воздействует на мембрану.

Рисунок. 2.5 — Внешний вид датчика избыточного давления ТЖИУ 406

2.6.3 Деформационный показывающий манометр МП-3

Деформационный показывающий манометр МП-3 предназначен для измерения избыточного или абсолютного давления жидкости при ведении технологического процесса. Этот манометр устанавливается так же в ковере на нефтепроводе с остальными первичными преобразователями.

Деформационный показывающий манометр МП-3 получил большое распространение при контроле технологического процесса для измерения давления нефтепродуктов, его отличает простота устройства, удобство и безопасность в эксплуатации.

Принцип действия показывающего манометра:

Манометр имеет в схеме упругий элемент, который деформируется под действием измеряемого давления — трубчатую пружину. В таком приборе с изменением измеряемого давления трубчатая пружина изменяет свою кривизну. Ее свободный конец через тягу поворачивает зубчатый сектор и находящуюся с ним в зацеплении шестерню.

Вместе с шестерней поворачивается закрепленная на ней стрелка, перемещающаяся вдоль шкалы. Внешний вид манометра МП-3 показан на рис. 2.6.

Рабочие условия эксплуатации:

диапазон измерения манометра МП-3 при избыточном давлении от 0 до 40 МПа;

Манометр сохраняет работоспособность после кратковременного воздействия перегрузки давлением 1,25 Pmax в диапазоне до 60 МПа;

Полный назначенный срок службы манометра 14 лет;

Масса не превышает 1,8 кг;

Диапазон температур от -50 до +50 0С.

Рисунок. 2.6 — Деформационный показывающий манометр МП-3

2.7 Линии связи диспетчерский управление магистральный нефтепровод Для выбора линий связи необходимо вначале определить классификацию взрывоопасной зоны. Линейная часть магистрального нефтепровода (ковер, блок-бокс ПКУ) относиться к наружным установкам, содержащих горючие газы (ГГ) и легко воспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ), т. е. к зоне класса В-Iг согласно гл. 7 ПУЭ.

Согласно ПУЭ зоны класса В-Iг — это пространства у наружных установок, содержащих ГГ или ЛВЖ, надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или ГГ, эстакад для слива или налива ЛВЖ, открытых нефтеловушек и т. д. Также к зонам класса В-Iг относятся: пространства у проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными зонами В-I, В-Iа и В-II.

Во взрывоопасных зонах класса В-Iг разрешается применение проводов и кабелей с медными и алюминиевыми жилами в изолированной оболочке, при условии, что приборы взрывозащищенного исполнения и имеют вводные устройства и контактные зажимы для алюминиевых проводников.

Минимально допустимые сечения жил проводов и кабелей должны быть 1,5 мм2 — для медных и 2,5 мм2 — для алюминиевых жил.

Во взрывоопасных зонах любого класса могут применяться:

Провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией

2. Кабели с резиновой, поливинилхлоридной и бумажной изоляцией в резиновой, поливинилхлоридной и металлической оболочках.

Линия связи для датчика избыточного давления ТЖИУ 406 согласно гл. 7 ПУЭ и Инструкции по техническому описанию и эксплуатации, может быть выполнена контрольным кабелем типа КВБбШВ с медными проводами сечением 1−1,5 мм², и числом жил — 4.

Кабель типа КВБбШВ:

Экран и заполнитель кабеле отсутствуют. Жила — мягкая медная проволока. Изоляция — изоляционный ПВХ пластикат. Сердечник — скручен из 4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61 изолированной жилы. Поясная изоляция — спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки. Оболочка — шланг из светотермостойкого ПВХ пластиката и разделительный слой из ПВХ пластиката. Броня — броня из двух спиральных стальных лент. Наружный покров — наружный шланг из ПВХ пластиката.

Кабель в разрезе представлен на рис. 2.7.

Назначение: для неподвижного присоединения к электрическим приборам, аппаратам, сборкам зажимов электрических распределительных устройств с номинальным переменным напряжением до 660 В частоты до 100 Гц или постоянным напряжением до 1000 В.

Условия эксплуатации и монтажа: кабель КВБбШВ может эксплуатироваться при рабочей температуре — от -40 до +50 °С; минимальный срок службы в нормальных условиях эксплуатации — 20 лет при прокладке в земле, 25 лет при прокладке в помещении.

Рисунок. 2.7 — Кабель КВБбШВ Преимущественные области применения — в помещениях, каналах и тоннелях, а также прокладка в земле в условиях агрессивной среды и воздействия блуждающих токов; температура прокладки — не ниже -7 °С;

величина монтажных изгибов — не менее 10 диаметров по оболочке.

Линия связи для датчика прохождения скребка ДПС-5 В согласно гл. 7 ПУЭ и Инструкции по техническому описанию и эксплуатации, может быть выполнена контрольным кабелем типа КВВБГ с медными проводами сечением 1,5 мм² и числом жил — 4.

Кабель типа КВВБГ:

Жила — мягкая медная проволока. Изоляция — ПВХ пластикат. Сердечникскручен из 4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61 изолированной жилы. Поясная изоляция — спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки. Оболочка — шланг из светотермостойкого ПВХ пластиката. Броня — из двух спиральных стальных лент без покрытия.

Кабель в разрезе представлен на рис. 2.8.

Назначение: для неподвижного присоединения к электрическим приборам, аппаратам, сборкам зажимов электрических распределительных устройств с номинальным переменным напряжением до 660 В частоты до 100 Гц или постоянным напряжением до 1000 В.

Условия эксплуатации и монтажа: рабочая температура — от -40 до +50 °С; минимальный срок службы в нормальных условиях эксплуатации — 20 лет при прокладке в земле, 25 лет при прокладке в помещениях, каналах и тоннелях; преимущественные области применения — в помещениях, каналах и тоннелях, а также прокладка в земле в условиях агрессивной среды и воздействия блуждающих токов; температура прокладки — не ниже -7 °С;

величина монтажных изгибов — не менее 10 диаметров по оболочке.

Рисунок.2.8 — Кабель КВВБГ Кабель типа КВВГ: Жила — мягкая медная проволока. Изоляция — изоляционный ПВХ пластикат. Сердечник — скручен из 4, 5, 7, 10, 14, 19, 27, 37, 52 или 61 изолированной жилы. Поясная изоляция — спирально наложенная лента из ПЭТФ плёнки Оболочка — шланг из светотермостойкого ПВХ пластиката пониженной горючести.

Кабель в разрезе представлен на рис. 2.9.

Назначение: для неподвижного присоединения к электрическим приборам, аппаратам, сборкам зажимов электрических распределительных устройств с номинальным переменным напряжением до 660 В частоты до 100 Гц или постоянным напряжением до 1000 В.

Условия эксплуатации и монтажа: рабочая температура — от -40 до +50 °С; минимальный срок службы в нормальных условиях эксплуатации — 20 лет при прокладке в земле, 25 лет при прокладке в помещениях.

Рисунок.2.9 — Кабель КВВГ Преимущественные области применения — в помещениях, каналах и тоннелях.

3. МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И НАЛАДКА

3.1 Общие требования при монтаже систем контроля и автоматики

Системы контроля и автоматики (СКиА) монтируют согласно технической документации проектов автоматизации технологических процессов, разрабатываемых проектными организациями различных министерств и ведомств.

Техническая документация проектов автоматизации регламентируется нормативными документами: Строительными нормами (СН), Строительными нормами и правилами (СНиП), а также Ведомственными строительными нормами (ВСН) и Руководящими материалами (РМ).

Все проекты автоматизации, полученные для монтажа, должны соответствовать СН 202−81 «Инструкция по разработке проектов и смет для промышленного строительства» и ВСН 281−75/Минприбор «Временные указания по проектированию систем автоматизации технологических процессов» .

Монтаж приборов и средств автоматизации надо производить в соответствии с рабочими чертежами проекта, ППР, требованиями СНиП 3.05.07−85 «Системы автоматизации» СНиП III-4−80 «Техника безопасности в строительстве», а также монтажно-эксплуатационными инструкциями заводов-изготовителей приборов и средств автоматизации.

Проект производства работ (ППР) является рабочим документом при производстве монтажных работ. Он определяет организацию и технологию работ по монтажу систем автоматизации, а также служит для оперативного планирования, учета и контроля. ППР разрабатывается специалистами предприятий с участием исполнителей работ. Проект содержит комплексно-сетевой график или календарный план, устанавливающий последовательность и сроки выполнения работ; технологические карты на сложные работы; решения по ТБ и ПБ и т. д.

Все поступающие на объект рабочие перед допуском их к работе должны быть проинструктированы по ТБ производителем работ (мастером). Проведение инструктажа должно быть оформлено в журнале по ТБ, при этом принятые вновь рабочие допускаются лишь к работе после вводного инструктажа и инструктажа непосредственно на рабочем месте. Оформляются оба инструктажа в упомянутом журнале.

Так как линейная часть магистрального нефтепровода является опасной зоной, и работы выполняемые на ее территории относятся к категории особо опасных работ, то к таким работам допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение по утвержденной программе, сдавшие экзамены и имеющие соответствующие удостоверения. Производство сложных и особо опаснах работ необходимо оформлять писменным допуском, прилагаемым к наряду.

Производство работ по монтажу систем контроля и автоматики на линейной части магистрального нефтепровода условно можно разделить на две стадии.

На первой стадии проверяется наличие установленного ковера на нефтепроводе, смотрят на готовность блок-бокса ПКУ к дальнейшему монтажу. Проверяют наличие закладных проемов и деталей в ПКУ, а также отборов на нефтепроводе в ковере. Одновременно ведутся заготовительные работы — заготовка узлов, деталей, креплений, наличие инструмента необходимого и т. д. На первой стадии работы ваполняются в основном одновременно с строительными работами.

На второй стадии прокладываются электрические проводки по смонтированным конструкциям, устанавливаются шкафы и пульты телемеханики и контроллера «ЭЛСИ-Т», приборы и средства автоматизации по месту (в ковере).

Все приборы, подлежащие монтажу должны быть поверены в мастерской КИПиА, а также в метрологической службе предприятия НУМН, в государственных органах.

3.2 Монтаж прибора прохождения очистного устройства ДПС-5 В Монтаж первичных преобразователей на линейной части магистрального нефтепровода выполняется в ковере. В коверах монтируются помимо первичных преобразователей и импульсная линия, манометры.

Ковер предназначен для защиты первичных преобразователей от механического воздействия, воздействия окружающей среды на приборы, защиты импульсной линии и манометров от водных осадков и атмосферных изменений.

При монтаже блока датчика сигнализатора ДПС-5 В необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации ИПЦЭ 2.003.004 ТО и «Правилами устройства электроустановок» гл. 7.3. Согласно ПУЭ во взрывоопасных зонах могут применяться электрические аппараты и приборы при условии, что уровень их взрывозащиты или степени защиты оболочки по ГОСТ 14 255–69 соответствует классу взрывоопасной зоны.

Датчик прохождения скребка ДПС-5 В имеет маркировку взрывозащиты 1 Ex d11 AT3, что соответствует зоне В-Iг, где он монтируется.

Перед монтажом блока датчика проверить исправность оболочки, отсутствие на ней трещин и пробоин; наличие маркировки взрывозащиты, предупредительной надписи, крепежных болтов, уплотнительного кольца в кабельном вводе.

Датчики сигнализатора с поврежденной оболочкой, не имеющие маркировки взрывозащиты к эксплуатации не допускаются.

Внутренняя полость датчика залита герметиком с целью герметизации и вскрытию не подлежит.

Монтаж блока датчика сигнализатора на нефтепровод осуществляется в следующем порядке:

Подсоединить шпильки магнитодержателя к пластинам магнитодержателя в соответствии с рисунком 3.1.

Снять изоляцию и зачистить поверхность трубы от неровностей на площади 180×120 мм, так, чтобы большая сторона площадки располагалась перпендикулярно оси трубы. Нанести на защищенную поверхность трубы смазку «Литол-24», «Циатим-201» слоем толщиной около 1 мм.

Для повышения чувствительности сигнализатора нанести на нижнюю часть блока датчика смазку «Литол-24», «Циатим-201» слоем толщиной 3 — 4 мм.

Установить датчик на тело трубы в центр расчищенной площадки без перекосов так, чтобы ось канавки на днище датчика располагалась параллельно оси трубы.

С помощью магнитных прижимов необходимо укрепить датчик на теле трубы.

— Подключение датчика к блоку питания и регистрации осуществляется с использованием кабеля КВВБГ 4×1,5 длиной 100 м герметично вмонтированного в корпус блока датчика.

— /+/ жила кабеля обозначена биркой. При неправильном подключении полярности, светодиод «Сеть» на блоке питания и регистрации не светится, в этом случае необходимо сменить полярность.

Монтаж блока питания и регистрации (БПР):

Блок питания и регистрации на линейной части магистрального нефтетрубопровода монтируется отдельно от блока датчика сигнализации, его (БПР) необходимо монтировать в блок-боксе ПКУ, так как этот блок питания и регистрации может работать в определенном температурном диапазоне: от -20 до +40 0С.

Для монтажа БПР в блок-боксе ПКУ необходимо:

Закрепить блок питания и регистрации в стойке шкафа телемеханики «ЭЛЕСИ-Т» посредством крепежных отверстий.

Руководствуясь монтажной схемой рис. 3.2, произвести распайку кабельной части разъема «Датчик» с кабелем, соединяющим БПР с блоком датчика. Произвести соединение кабельной и блочной частей разъема «Датчик» .

Руководствуясь схемой монтажной рис. 3.2, произвести распайку разъема «АСУ» с кабелем, соединяющим БПР с АСУ ТП. Произвести соединение кабельной и блочной частей разъема «АСУ» .

Соединить шнур питания БПР с клеммами стойки системы телемеханики «ЭЛЕСИ-Т» 220 В, 50 Гц.

Рисунок. 3.1 — Монтаж блока датчика сигнализатора на нефтепроводе

3.3 Монтаж датчика избыточного давления ТЖИУ 406

Датчик избыточного давления аналогично ДПС-5 В монтируется в ковере на технологическом трубопроводе, и также защищен ковером от механического воздействия, воздействия окружающей среды, атмосферных осадков.

Перед монтажем датчика на магистральном нефтепроводе на соединительную линию, необходимо вначале произвести монтаж отборных устройств и соединительной линии с расширительным бачком.

При монтаже соединительной линии необходимо руководствоваться следующими требованиями:

Соединительные линии, служащие для соединения прибора с отборным устройством, называют импульсными.

Соединительная линия должна иметь конфигурацию трассы, соответствующую свойствам измеряемой среды, минимальную длину.

Соединительные линии должны быть построены так, чтобы в установившемся режиме соблюдалось равенство давления в месте отбора и чувствительным элементом датчика.

Длина трубной линии должна быть выбрана такой, чтобы температура вещества, поступающего в датчик, не отличалась от температуры окружающего воздуха. Для датчика избыточного давления ТЖИУ 406 согласно инструкции по эксплуатации ТЖИУ. 406 233. 003 ТО длина соединительной линии должна быть не более 15 м, и может иметь односторонний уклон не менее 1:50 от места отбора давления вверх к датчику.

Внутренний диаметр соединительной линии принимается не менее 12 мм согласно инструкции по эксплуатации ТЖИУ. 406 233. 003 ТО.

Соединительная линия должна монтироваться таким образом, чтобы можно было устранить неполадки измерительной линии и датчика без остановки технологического процесса контролируемого объекта, с обязательным соблюдением требований техники безопасности, для чего в схемах предусматривается запорная арматура для отключения соединительной линии от контролируемого объекта и сброса давления из трубной проводки.

Соединительные линии к приборам необходимо прокладывать так, чтобы исключить образование газовых мешков (при измерении давления жидкости).

Соединительные линии герметизируют и защищают от действия внешних источников тепла и холода. Изгибы труб соединительной линии должны быть плавными, без вмятин и гофр.

Продувка соединительных линий может осуществляться через трехходовые краны либо через специальные продувочные линии. Так как магистральный нефтепровод — это нефтепровод высокого давления (до 20 МПа), то при температуре среды до 450 С и давления Ру до 20 МПа применение трехходового крана типа КТК не допускается, в этом случае следует применять кран типа 1014-ООБ или заменить его двумя вентилями на соответствующее давление.

Если давление среды пульсирует или температура среды выше 80 0С, то отборные устройства должны быть с петлеобразным успокоителем.

При установки датчика на магистральном нефтепроводе, где измеряемой средой является нефтепродукты, применяется отборное устройство ТК4−3145−70. Отборные устройства давления устанавливаются на технологическое оборудование и трубопроводах и служат для периодического или непрерывного отбора измеряемой среды.

Места установки отборных устройств и первичных преобразователей следует выбирать с учетом требований проекта и заводских инструкций, Одной из разновидностью отборных устройств являются бобышки для закрепления первичного прибора и ввода его чувствительного элемента в измеряемую среду. Так как датчик избыточного давления ТЖИУ 406 устанавливается на некотором расстояние от технологического трубопровода, бобышки служат для присоединения импульсной линии и закрепления запорного устройства.

Бобышки применяют только на металлических трубопроводах и технологических аппаратах с металлическими стенками или обшивкой. Их устанавливают в отверстие трубопровода и приваривают.

Бобышки следует применять на магистральном нефтепроводе только из того же металла, что и трубопровод. Внутренняя резьба в бобышке выбирается по резьбе запорного органа, который будет в нее ввертываться. Высота бобышки принимается с учетом установки в нее первичного преобразователя и в зависимости от наличия и высоты слоя тепловой изоляции на магистральном нефтепроводе.

Обычно используются прямые и скошенные бобышки. Угловые применяются для отборных устройств, устанавливаемых на коленах трубопровода, а также при наклонной установке отборного устройства или первичного преобразователя.

Для магистрального нефтепровода, на котором монтируется датчик избыточного давления ТЖИУ 406, применяют бобышки прямые на Ру до 20 МПа, типа БП1-М27−55, диаметром 42 мм, резьба М27×2 и массой 0,35 кг (рис 3.3).

Отборные устройства, как правило, должны иметь запорные органы. Установка отборных устройств без запорной арматуры допускается при замерах разряжения до 100 МПа в печах, топках и замере давления не ядовитых газов. Отборы давления воды или других жидкостей на горизонтальном трубопроводе должны ввариваться ниже горизонтальной оси трубопровода.

Места размещения отборных устройств и их координаты должны указываться на рабочих чертежах технологических трубопроводах с тем, чтобы бобышки вваривались во время изготовления оборудования.

Закладные конструкции для установки отборных устройств давления должны заканчиваться запорной арматурой. Привариваемые к трубопроводам штуцера, как правило, не должны выступать внутрь трубопровода во избежание образования завихрений у места отборов.

Рисунок. 3.3 — Бобышка прямая БП 1-М27−55

При измерении давления агрессивных сред отборы давления должны иметь разделительные сосуды, которые необходимо устанавливать как можно ближе к отборным устройствам. Разделительный сосуд заполняется жидкостью, инертной по отношению к материалу прибора, соединительных трубок и самого сосуда. Кроме того, разделительная жидкость не должна химически взаимодействовать с измеряемой средой или смешиваться с ней. Для заполнение разделительных сосудов в импульсной линии для датчика давления ТЖИУ406 в качестве разделительной жидкости применяется Тосол-40. Также для данного трубопровода, на котором монтирован датчик давления ТЖИУ применяются разделительные сосуды типа СРС-250−2, рассчитанные на давление до 25 МПа.

Примерный вид импульсной линии без указания размеров показан на рис. 3.4. При заполнении импульсной линии разделительной жидкостью необходимо соблюдать следующий порядок технологии заливки и прокачки:

Необходимо перекрыть вентиль 1.

Снять пробку-заглушку на разделительном сосуде.

Заливать до предела разделительную жидкость «Тосол-40» чере3 отверстие в сосуде, затем поставить на сосуд пробку-заглушку.

Через вентиль 2 необходимо подсоединить устройство для прокачки импульсной линии.

Открываем трехходовой кран возле датчика и прокачиваем импульсную линию до тех пор, пока жидкость не начнет выбегать через кран, затем плотно закрываем трехходовой кран.

Перекрываем вентиль 2.

Открываем вентиль 1 для сообщения разделительной жидкости с измеряемой средой.

Только после монтажа отборного устройства и импульсной линии необходимо уже монтировать датчик избыточного давления ТЖИУ 406 непосредственно на импульсную линию. При монтаже датчика необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации ТЖИУ. 406 233. 003 ТО:

При выборе места установки нужно руководствоваться следующим:

допускается устанавливать датчик во взрывоопасных зонах класса В-1а, В-1г;

место установки датчика должно обеспечивать удобные условия для обслуживания и демонтажа.

Перед монтажом осмотреть датчик. При этом необходимо проверить маркировку при взрывозащите, заземляющие устройства и крепящие элементы, а также убедиться в целостности корпуса датчика.

При монтаже датчика необходимо:

чтобы среда, окружающая датчик не содержала примеси с концентрациями, вызывающими интенсивную коррозию его составных частей;

чтобы напряженность магнитных полей, вызванных внешними источниками постоянного тока, не должна превышать 400 А/м;

параметры вибрации не должны превышать значения, указанного в инструкции по эксплуатации (от 10 до 500 Гц с амплитудой смещения 0,35 мм) Установить в месте монтажа датчика навес или шкаф, предохраняющий датчик от прямого воздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

Соединительные трубки от места отбора давления к датчику не должны иметь резких перегибов и должны выполняться по кратчайшему расстоянию. Рекомендуемая длина — не более 15 м.

В соединительной линии от места отбора давления к датчику рекомендуется установить два вентиля для отключения датчика от линии и соединения его с атмосферой.

Осуществить присоединение датчика к соединительной линии с помощью предварительно приваренной к трубке линии ниппеля. Уплотнение соединения осуществляется медной шайбой.

При завинчивании накидной гайки М20×1,5 на штуцер датчика во время стыковки датчика с сигнальной трубкой, необходимо вторым гаечным ключом с размером 27 удерживать датчик от разворота. Перед присоединением к датчику трубка должна быть тщательно продута для уменьшения возможности загрязнения приемной камеры датчика.

После присоединения датчика к импульсной линии, корпус датчика давления необходимо укрепить к стенке ковера. Монтаж к внутренней стенке осуществляется при помощи двух скоб типа С-14. К скобам кронштейн датчика крепиться двумя монтажными болтами М6×20 с гайками М6 и шайбами М6. Скобы крепятся к стенке ковера на сварку.

Электрическое подсоединение датчика к системе линейной телемеханики «ЭЛСИ-Т» должно производиться по схеме 3.5.

После монтажа датчика проверить места соединений на герметичность, для чего подать на датчик рабочее давление.

Рисунок.3.4 — Вид импульсной линии для датчика давления ТЖИУ 406

Рисунок.3.5 — Электрическое соединение датчика избыточного давления ТЖИУ 406 к контроллеру «ЭЛСИ-Т»

3.4 Монтаж манометра показывающего МП-3

Показывающий манометр для измерения избыточного давления аналогично датчику давления ТЖИУ 406 монтируется в ковере на технологическом трубопроводе, и также защищен ковером от механического воздействия, воздействия окружающей среды, атмосферных осадков.

Монтаж манометра на магистральном нефтепроводе осуществляется на соединительную линию, с расширительным бачком.

Монтаж соединительной линии, расширительного бачка, отборных устройств и закладных конструкций приведен в п. 3.3.

Манометр МП-3 монтируется на ту же импульсную линию, на которой установлен датчик избыточного давления ТЖИУ 406, только для манометра делается ответвление импульсной линии — рогатка, на которую и крепится манометр. Перед манометром в импульсной линии монтируется трехходовой кран типа 1014-ООБ, который служит для прокачки соединительной линии и установки — снятию манометра МП-3. Примерный вид импульсной линии показан на рис. 3.6. Технология прокачки приведена в п. 3.3.

При монтаже манометра на импульсную линию необходимо руководствоваться следующими требованиями:

Чтобы среда, окружающая показывающий манометр не содержала примеси с концентрациями, вызывающими интенсивную коррозию его составных частей Манометры общего назначения, технические и показывающие манометры устанавливают непосредственно на технологическое оборудование и трубопроводы. В местах, удобных для обзора, не удаленных от мест наблюдения.

Приборы устанавливают на смонтированное отборное устройство, заканчивающееся штуцером с внутренней резьбой М20×1,5.

В штуцер вкладывается прокладка, материал которой выбирается в зависимости от параметров измеряемой среды.

Манометр ввертывается в штуцер поворотом за шестигранник до уплотнения с прокладкой. При этом запрещается завертывать манометр за корпус.

Если корпус манометра занял неудобное для обозрения положение, его исправляют за счет толщины прокладки или кладут еще одну прокладку с тем, чтобы шкала манометра была обращена к возможному месту обслуживания.

После окончания монтажа манометра необходимо проверить места соединений на герметичность, для чего подать на манометр рабочее давление. Места соединения необходимо покрыть мыльным раствором, при этом не допускается появление пузырьков газа в местах соединений.

Рисунок. 3.6 — Вид импульсной линии для манометра МП-3

3.5 Монтаж источника вторичного электропитания СКАТ-2400

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400 предназначен для защиты важных нагрузок от любых проблем связанных с некачественным электропитанием. Имеется ввиду защита телекоммуникационного, медицинского, промышленного оборудования, а также любого другого критичного к форме напряжения и времени переключения ИБП на аккумуляторные батареи.

Широкий диапазон допустимого входного напряжения без перехода к работе от аккумуляторов и полный микропроцессорный контроль их состояния позволяет значительно увеличить срок службы аккумуляторов.

Функция «холодного старта» позволяет включать источник бесперебойного питания при полном отсутствии напряжения в сети.

Источник вторичного электропитания СКАТ-2400 устанавливается в блок-боксе ПКУ в шкафу телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т».

При монтаже необходимо соблюдать следующие требования:

Источник необходимо устанавливать в помещениях с ограниченным доступом посторонних лиц к прибору.

Установка источника ведется в шкафу телемеханики «ЭЛСИ-Т».

После выполнения крепежных гнезд корпус источника крепится к стене шкафа шурупами в вертикальном положении. При этом расстояние между горизонтальной поверхностью и нижней стенкой должно быть не менее 200 мм.

Производится подключение соединительных линий к клеммам источника в следующей последовательности (рис. 3.7.): подключаются провода сети 220 В 50 Гц к сетевым клеммам источника, причем провод «земля» подключается к клеммам с маркировкой «0», а провод «фаза» подключается к клемме с маркировкой «220В»; подключается нагрузки источника; подключается аккумулятор.

Провод заземления соединить с клеммой заземления, расположенной на корпусе.

Рисунок. 3.7 — Схема соединения аккумуляторов

3.6 Монтаж линий связи

Так как линейная часть магистрального нефтепровода (ковер, блок-бокс ПКУ) относиться к наружным установкам, содержащих горючие газы (ГГ) и легко воспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ), т. е. к зоне класса В-Iг согласно гл. 7 ПУЭ, то электропроводки к приборам и средствам автоматизации во взрывоопасных помещениях и наружных установках прокладываются, соблюдая следующие требования:

На наружных взрывоопасных установках В-1г:

изолированными проводами в стальных защитных трубах и в стальных коробах (в них можно прокладывать измерительные цепи напряжением выше 12 В);

бронированными кабелями открыто на кабельных конструкциях, мостах, лотках и в земле.

При необходимости прокладки небронированных кабелей во взрывоопасных помещениях других классов и на наружных установках В-1г кабели заключают в стальные защитные трубы. Разрешается прокладывать провода и небронированные кабели с измерительными цепями напряжением не выше 12 В в стальных коробах по наружным открытым технологическим эстокадам с трубопроводами горючих газов и ЛВЖ, по возможности с противоположной стороны от технологических трубопроводов.

Во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех классов не разрешается совместная прокладка электропроводок с пластмассовыми трубами или пневмокабелями в одних коробах, на мостах, лотках и кабельных конструкциях, за исключением проводок с искробезопасными цепями.

Во взрывоопасных установках, прокладывают провода и кабели только с медными жилами. Кабели могут иметь резиновую или поливинилхлоридную изоляцию жил.

В наружных установках В-1г можно использовать провода и кабели с аллюминиевыми жилами при условии, что аппараты и приборы взрывозащищенного исполнения, имеют вводные устройства и контактные зажимы, позволяющие присоединять алюминиевые проводники.

Минимальная допустимая площадь сечения жил проводников и кабелей во взрывоопасных помещениях и наружных установках должна быть 1,5 мм² для медных и 2,5 мм² для алюминиевых жил.

Трубы, короба, мосты и лотки, прокладываемые во взрывоопасных помещениях, должны иметь негорючие противокорозийные покрытия.

Внутри взрывоопасных помещений, а также в непосредственной близости от технологических аппаратов наружных установок устанавливать соединительные и ответвительные кабельные муфты запрещается.

9. Соединения и ответвления жил кабелей и проводов должны выполняться: в фитингах — пайкой, сваркой или опрессовкой; в соединительных коробках — на зажимах, а также пайкой или опрессовкой.

10. Во взрывоопасных помещениях и в наружных установках должны быть заземлены все электропроводки независимо от величины напряжения и рода тока. Заземляющими проводниками могут служить голые или изолированные проводники, а также нулевые провода.

Монтаж кабелей и электропроводок на линейной части магистрального нефтепровода можно условно разделить на три стадии:

1. Монтаж бронированных кабелей в земле от блок-бокса ПКУ до ковера, в котором установлены первичные преобразователи.

2. Монтаж электропроводок и кабелей внутри блок-бокса ПКУ к системе линейной телемеханике «ЭЛСИ-Т» .

3. Заделка кабелей в соединительные коробки и подключение их к приборам и средствам автоматики.

Причем первую и третью стадию можно совместить — выполнять эти монтажные операции совместно.

3.6.1 Прокладка кабеля в земле

При прокладки кабелей в земле (траншее) необходимо руководствоваться гл. 2.3 ПУЭ.

Перед прокладкой кабелей в траншее кабельные барабаны доставляются на место монтажа и устанавливаются на одном из концов трассы прокладки. Перед размоткой кабеля необходимо произвести сверку протоколов заводских испытаний кабеля с документами, указанными на барабане. Установить барабан так, чтобы размотка кабеля производилась сверху, а не снизу. Вывесить барабан с помощью стальной оси, затем снять обшивку и произвести внешний осмотр кабеля на барабане.

При прокладке в холодное время необходимо перед прокладкой осуществить прогрев кабеля. Размотку и прокладку кабеля без предварительного его прогрева допускается проводить в тех случаях, если температура воздуха в течение 24 часов до начала прокладки не опускалась ниже температур: -7 °С для кабелей с резиновой, пластмассовой изоляцией бронированной, включая с защитным

Кабели можно прогревать в теплом помещении электрокала-рифером или пропуская электрический ток через жилы кабеля. Прогрев кабеля током прекращается, когда температура оболочки кабеля достигает +20 °С, прогрев обычно осуществляется сварочными аппаратами или трансформаторами специального назначения.

При прокладке кабеля в земле необходимо следить за тем, чтобы кабель не имел не допустимых изгибов, перекруток и механических повреждений.

К траншее предъявляются следующие требования (рис. 3.8):

Трасса траншеи (кабеля) определяется проектом и должна быть принята ответственным руководителем монтажных работ вместе с представителем эксплуатирующей организации;

Длина траншеи от блок-бокса ПКУ до ковера по проекту равна 100 метрам;

Глубина траншеи должна быть 0,7 — 0,8 метров;

Траншея должна быть сухой и без воды;

Дно траншеи должно быть выровнено, освобождено от посторонних предметов, выровнено и посыпано рыхлым песком толщиной 100 мм;

Сверху засыпают слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Толщина этого слоя должна быть не менее 100 мм;

На участках, где вероятны механические повреждения, кабели защищают плитами или кирпичом в один слой поперек их трассы. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого и дырчатого кирпича не допускается;

Кабели на дно траншеи укладываются змейкой с запасом по длине 1−3% для компенсации смещений грунта и температурных деформаций. При этом запас кабеля в виде колец (витков) запрещается.

Рисунок 3.8 — Траншея

При прокладке кабелей от блок-бокса ПКУ до ковера в одной траншее укладывают одновременно два контрольных кабеля, при этом, согласно гл. 2.3. ПУЭ расстояние при параллельной прокладке кабельных линий между контрольными кабелями не нормируется.

Кабельный ввод контрольных кабелей в ПКУ осуществляется через предусмотренный в блок-боксе ввод, ввод уплотнитель, показанный на рис. 3.9.

На ковере с внешней стороны монтируется аналогичный кабельный ввод, показанный на рис. 3.10, через который осуществляется ввод контрольных кабелей в ковер и их подключение к первичным преобразователям установленным внутри ковера.

Рисунок. 3.9 — Кабельный ввод в блок-бокс ПКУ

Рисунок. 3.10 — Кабельный ввод в ковер

3.6.2 Концевые заделки кабелей

Концевой заделкой называется освобождение жил проводов, брони и оболочки, герметизация оболочек, изоляции жил и их защита, присоединение к оболочке и броне заземляющего проводника, электрическое и маркировочное оконцевание жил. Перед заделкой и соединением концов и кабелей специальным инструментом (или входящим в индивидуальный набор инструментов электромонтажника ИН-2) выполняют подготовительные операции по разделке их концов. Мерительным инструментом определяют длину конца разделываемого кабеля. Эта длина равна расстоянию от бандажа на наружном покрове кабеля до наиболее удаленного присоединяемого электрического контакта плюс 100 мм длины, учитывающей размер на оконцевание и присоединение жил к контактам приборов, аппаратов и средств автоматизации.

Затем отрезают лишний конец кабеля. Перед этим на расстоянии 20—30 мм в каждую сторону от места реза поверх наружного покрова накладывают временные проволочные бандажи; режут кабель слесарной ножовкой или специальными секторными ножницами. На наружный джутовый покров у линии, определяющей длину разделки, накладывают бандаж шириной 10—12 мм из броне ленты или оцинкованной стальной проволоки диаметром 1 мм, после чего покров разматывают и обрезают у бандажа. Эта операция исключается, если джутовый покров был удален с кабеля при вводе его в здание. На расстоянии 100 мм от обреза джутового покрова на броню кабеля накладывают еще один такой же бандаж. На 3—5 мм от бандажа к концу кабеля броню надрезают по кольцевой линии ножовкой и удаляют с разделываемого конца. Удаляют также джутовую подушку и бумажную ленту с оболочки. Кабельную оболочку очищают от битума, протирая ее тряпкой, смоченной в бензине, и вытирают насухо.

После концевой разделки кабелей их необходимо подключить к клеммной коробке, установленной внутри блок-бокса ПКУ. Перед присоединением жил кабеля к клеммам необходимо произвести оконцевание жил кабелей.

3.6.3 Заделка кабелей и проводов в клеммные колодки первичных преобразователей После того, как будут выполнены монтажные работы по укладке кабеля в земле, разделке концов кабеля, подсоединения жил кабеля к соединительным коробкам и заземления кабелей, необходимо произвести заделку кабелей в сальниковый ввод датчиков.

При заделки кабеля в сальниковый ввод датчика ТЖИУ 406 необходимо руководствоваться следующей технологией:

Необходимо отвернуть винт и снять фиксатор кабельного ввода, затем отвернуть втулку кабельного ввода, вытянуть кольцо и резиновую втулку.

Далее, освободив фиксатор, отвернуть крышку, открыв тем самым доступ к клеммной колодке датчика ТЖИУ 406.

Подготовленный к присоединению к клеммной колодке кабель типа КВБбШВ ввести с зачищенными жилами во внутреннюю полость корпуса через отверстие во втулке, предварительно одев на кабель втулку, кольцо и резиновую втулку в последовательности, показанной на рис. 3.11.

Защищенный конец каждой жилы подвести под П-образную скобу 12 клеммной колодки и плотно поджать ее винтом.

Уложив свободно без натяга жилы, закрепленные на колодке, задвинуть до упора резиновую втулку и кольцо, после чего завернуть гаечным ключом на «36» втулку до полного обжатия кабеля резиновой втулкой и, затянув винты, жестко зафиксировать пластиной броневую изоляцию во втулке.

Установить на место крышку, завернув ее с помощью ключа до упора, после чего установить на место фиксатор, закрепив его винтом и фиксатор кабельного ввода. Винты фиксатора опломбировать.

При заделки кабеля в ввод датчика ДПС-5 В необходимо руководствоваться рис. 3.12. При этом заделка производится в следующей технологической последовательности:

Необходимо отвернуть болты крепления скобы кабельного ввода и снять ее, затем отвернуть обойму токоввода, вытянуть металлические шайбы и резиновую втулку.

Далее, открутив и сняв болты крепления крышки, отвернуть крышку, открыв тем самым доступ к клеммной колодке датчика ДПС-5 В.

Подготовленный к присоединению к клеммной колодке кабель типа КВВБГ ввести с зачищенными жилами во внутреннюю полость корпуса через отверстие в горловине крышки, предварительно одев на кабель металлические шайбы, кольцо и резиновую втулку в последовательности, руководствуясь, рис. 3.12.

Защищенный конец каждой жилы подвести под скобу клеммной колодки и плотно поджать ее винтом.

Уложив свободно без натяга жилы, закрепленные на колодке, задвинуть до упора металлическую шайбу, резиновую втулку, после чего надетую на кабель обойму токоввода обжать скобой, и, затянув болты, жестко зафиксировать скобой броневую изоляцию в токовводе.

Установить на место крышку датчика, завернув ее болты с помощью ключа до упора. Болты крышки датчика ДПС-5 В опломбировать.

Рисунок. 3.11 — Схема установки элементов на кабель Рисунок. 3.12 — Схема установки элементов на кабель в датчике ДПС-5В

3.6.4 Монтаж кабелей в блок-боксе ПКУ На последней третей стадии выполняется монтаж кабелей непосредственно в самом блок-боксе ПКУ, где кабеля типа КВВГ применяются для прокладки от соединительной коробки до системы линейной телемеханики контроллера «ЭЛСИ-Т» .

Кабель от соединительной коробки до контроллера «ЭЛСИ-Т» прокладывается по стене блок-бокса ПКУ на существующих перфорированных лотках (рис. 3.13).

При прокладке кабеля в лотках необходимо соблюдать следующие правила:

Лотки рекомендуется использовать в сухих помещениях, при отсутствии газов, вредно действующих на изоляцию проводов и кабелей.

Высота установки лотков не должна быть меньше 2 м от уровня пола или площадки обслуживания. В щитовых помещениях и помещениях, в которые имеет доступ обслуживающий персонал, высота лотков не нормируется (к таким помещениям относится и блок-бокс ПКУ, который обслуживает только КИП).

На лотках рекомендуется прокладывать провода и кабели, собранные бандажами в пучки (до 30 проводов в пучке). На лотках пучки располагают в один ряд.

На горизонтальных участках допускается прокладка проводов без объединения их в пучки.

Рисунок. 3.13 -Схема прокладки кабеля по перфорированному лотку внутри блокбокса ПКУ

3.6.5 Монтаж шкафов телемеханики «ЭЛСИ-Т»

Конструкция контроллера представляет собой набор модулей, объединенных коммутационной панелью ТК-101.

Панель ТК-101 с подключенными к ней модулями размещена в шкафу телемеханики, в котором также находятся блоки предохранителей, гроза разрядники, модуля контролера, клеммные колодки, кабельные вводы.

Щит управления (шкаф) контроллера «ЭЛСИ-Т» монтируется в блок-боксе ПКУ на линейной части магистрального трубопровода, при этом необходимо выполнять следующую технологию, согласно инструкции по эксплуатации ИФУГ.421 243.101 РЭ:

После получения, длительного хранения или транспортировки контроллеров произвести внешний осмотр транспортного ящика и проверить целостность упаковки.

Вскрыть транспортный ящик, извлечь из него упаковочную ведомость. Проверить соответствие комплектности упаковочной ведомости.

Произвести внешний осмотр упаковочных ящиков и поверить целостность упаковки.

Извлечь модули контроллера из упаковочного ящика и чехла, разместить их на чистой подстилке или резиновом коврике и проверить:

отсутствие видимых механических повреждений, вмятин, следов коррозии составных частей контроллера;

наличие предохранителей;

состояние лакокрасочных покрытий и четкость маркировки;

Установить панель ТК-101 внутрь щита управления в разъем, предназначенный для панели ТК-101. Отключить тумблеры включения питания на панели. Установить модули на панель ТК-101 в соответствии с маркировкой на панели. При установке модулей руководствоваться рис. 3.14.

Конструкция контроллера (щита управления) обеспечивает его крепление на вертикальной несущей поверхности. Крепление осуществляется за четыре крепежные отверстия в планках, закрепленных с тыльной стороны панели. Допускается навешивать панель за две точки крепления, расположенные под крепежными планками. Крепежные планки в этом случае необходимо снять.

Подключение основного и резервного питания осуществляется через разъем панели ТК-101, расположенный с правой стороны панели.

Выключатели питания и предохранители контроллера расположены с левой стороны панели ТК-101.

Электрические соединения модулей между собой выполняются через разъемы панели ТК-101.

Рисунок.3.14 — Схема установки модулей в панель ТК-101

3.7 Электробезопасность и молниезащита Важным фактором безопасности является заземление оборудования. Заземляющее устройство является одним из средств защиты персонала в помещении от возникновения искры, от напряжения возникающего на металлических частях оборудования.

Для предотвращения возможности возникновения потенциала на корпусе оборудования его заземляют путем надежного присоединения к контуру заземления.

Заземлению подлежат:

металлические корпуса контрольно-измерительных приборов, регулирующих устройств, аппаратов управления, защиты и сигнализации и т. п.;

металлические щиты и пульты всех назначений на которых устанавливаются приборы, аппаратура и другие средства автоматизации, а также металлические конструкции для установки электрических приборов и кнопок управления;

металлические оболочки, броня и муфты контрольных и силовых кабелей, металлорукава, металлические оболочки проводов, стальные трубы электропроводов, металлические короба, кабельные конструкции.

Не требуется заземлять корпуса соединительных коробок, вводы в которые выполнены стальными трубами. Также не заземляются приборы, аппараты, устанавливаемые на заземленных щитах или металлических конструкциях в обычных помещениях. Величина сопротивления заземления не должна превышать 4 Ом.

Если заземленные металлические конструкции устанавливаются во взрывоопасных помещениях или наружных установках, то смонтированные на них приоры, аппараты и другие средства автоматизации должны быть заземлены отдельными проводниками независимо от заземления конструкции, на которой они установлены.

В помещениях и установках в пределах взрывоопасных зон должны быть заземлены все проводки электрооборудования независимо от напряжения переменного и постоянного тока.

Для заземления отдельно стоящих датчиков и щитов в помещениях и наружных установках должны использоваться отдельные жилы проводов и кабелей.

Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению, должна быть присоединена непосредственно к сети заземления при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий проводник заземляющих частей и электроустановок запрещается.

Территория линейной части магистрального нефте5провоа является взрывоопасной зоной класса В-1г. Для защиты от поражения молнией в здания принимается исполнение молниезащиты многократным стержневым телескопическим молниеприемниками, закрепленными на стенах зданий. Всего к установке намечается 4 молниеотвода, размещенных равномерно по длине территории линейной части магистрального нефтепровода. Телескопические молниеприемники соединяются с общим контуром заземления линейной части полосовыми электродами, сечение электродов 24×4 мм.

Молниеприемники изготавливаются из металла любого профиля длиной не менее 200 мм и минимальной площадью сечения не менее 100 мм², оцинковывают, лудят или красят для защиты от коррозии.

Токоотводы прокладывают кратчайшим путем к заземлителю и соединяют сваркой.

3.8 Наладка оборудования линейной части магистрального нефтепровода Наладка автоматических систем на технологический режим является завершающим и самым ответственным этапом всего комплекса наладочных работ. Включение системы производится вначале по отдельным каналам технологического контроля и измерения, каналам дистанционного управления, после чего включается вся система. Очередность наладки приборов и средств автоматизации определяется графиком, согласованным с технологической службой предприятия и утвержденной главным инженером.

Прежде чем начать наладочные работы в системах и устройствах измерения давления, необходимо проверить правильность их монтажа. При этом особое внимание надо обращать на следующее:

1). Обеспечение защиты чувствительного элемента измерительного прибора от воздействия высокой температуры рабочей среды, больших пульсаций давления и т. д.;

2). Предотвращение возникновения в соединительных линиях газовых мешков при измерении давления жидкости;

3). Наличие в случае необходимости устройств ля сбора и выпуска воздуха в верхних точках при измерении давления жидкости;

4). Принятие мер ля предотвращения замерзания жидкости в импульсных трубках наружных установок.

После проверки правильности монтажа систем измерения давления и устранения возможных дефектов приступают к их наладке. Перед подачей давления на прибор необходимо тщательно продуть импульсные линии.

Давление на измерительный прибор подается при работающем технологическом оборудовании и наличии давления измеряемой среды. Запорный вентиль нужно открывать плавно, причем, если запорная арматура установлена у отборного устройства и у манометра, сначала открывают вентиль у отборного устройства. При открывании трехходового крана перед прибором следуют остерегаться удара измеряемой среды через продувочное отверстие, особенно при продувке.

После пробного включения прибора на проверить установку его стрелки на нуль, для чего отсоединяют прибор от измеряемой среды. Если по истечении 2 минут стрелка не установиться на нуль, то ее устанавливают в это положение с помощью корректора нуля прибора. Затем прибор подсоединят к среде, давление которой измеряется.

Наладка датчика прохождения скребка ДПС-5 В и манометра МП-3 не требуется, так как они поступают с завода-изготовителя в рабочем виде и внутренняя полость залита герметиком с целью герметизации и вскрытию не подлежит.

В контроллере «ЭЛСИ-Т» вся наладка сводится к правильной установке модулей в центральную панель контроллера и его включению в сеть.

3.9 Эксплуатация оборудования линейной части магистрального нефтепровода Надежная работа электрооборудования определяется сохранением электрических, химических и механических параметров изоляции и их соответствием условиям эксплуатации. В процессе эксплуатации необходимо регулярное выполнение профилактических мероприятий.

Внешний осмотр производится в процессе работы без отключения источников питания. При осмотре оборудования необходимо обращать внимание на его целостность, наличие крепежных деталей и элементов, пломб, табличек с предупредительными надписями, заземляющих устройств. Одновременно производить уход за аппаратурой, не требующей ее отключение от сети. Особое внимание следует уделять осмотру заземляющих устройств в аппаратуре во взрывоопасных зонах, а также уплотнения кабелей и проводов.

Перед вскрытием любого взрывонепроницаемого аппарата или прибора должно быть снять напряжение во всех токоведущих частях. Во всех случаях следует принимать меры, предотвращающие ошибочную подачу напряжения со стороны источника питания. Осмотр внутренних частей следует начинать с проверки их внешнего состояния. Внутри не должно быть пыли, грязи и влаги. Если они будут обнаружены, то необходимо определить причину их попадания внутрь оболочки и принять меры, предотвращающие дальнейшее проникновение. При внутреннем осмотре необходимо обратить внимание на целостность монтажных проводов, составные места пайки и контактов реле, надежность крепления отдельных частей. При использовании электрофицированного инструмента и переносного освещения должны выполняться следующие требования:

Напряжение питания электрифицированного элемента должно быть не выше 36 В в помещениях с повышенной опасностью, 12 В в помещениях и при производстве работ в шкафных помещениях.

Техническое обслуживание датчика давления ТЖИУ 406 включает в себя:

Техническое обслуживание датчика в эксплуатации заключается в проведении входного контроля и в периодичной поверке.

При необходимости, техническое обслуживание включает также корректировку «о» и чувствительности датчика, слив конденсата из рабочей камеры датчика. Необходимо следить чтобы трубки соединительной линии и вентили не засорялись и были герметичны.

При поступлении на предприятие потребитель производит входной контроль, при котором проверяются: упаковка, комплектность, маркировка, внешний вид, работоспособность датчика.

Периодическая поверка датчика в эксплуатации осуществляется не реже оного раза в год в сроки, устанавливаемые в зависимости от условий эксплуатации. При этом проверяют: внешний вид, работоспособность датчика, регулировка нижнего и верхнего значений выходного сигнала.

Инструкция по эксплуатации датчика прохождения скребка ДПС 406 включает следующие пункты:

Включить тумблер «Сеть», при этом должен включиться индикатор «Сеть», а индикатор «ОУ» вначале должен включиться, а затем погаснуть на две секунды и включиться вновь на время, в течении которого проводится режим «Контроль» (1−2 минуты).

Для проверки работоспособности прибора из АСУ подать управляющий сигнал «Контроль». Индикатор «ОУ» включается на время нахождения датчика в режиме «Контроль». После того как индикатор «ОУ» погаснет, прибор готов к работе.

Если при включении тумблера «Сеть» включаются индикаторы «Сеть» и «ПЛ», то это означает, что в линии, соединяющей блок датчика и БПР обрыв.

Расстыковать разъем «Датчик». Должен включиться индикатор «ПЛ». При обратном соединении разъема индикатор «ПЛ» должен погаснуть, а система переходит в режим «Контроль».

При прохождении очистным устройством места, где установлен блок датчика, на БПР включается индикатор «ОУ», а в АСУ подается сигнал «Сухой контакт».

Для приема следующего очистного устройства система должна быть приведена в исходное состояние подачей из АСУ управляющего сигнала «Контроль».

Техническое обслуживание источника бесперебойного питания СКАТ-2400 включает в себя:

С целью поддержания работоспособности источника в период эксплуатации необходимо проведение регламентных работ.

Регламентные работы «1» включают в себя периодический внешний осмотр с удалением пыли мягкой тканью и кисточкой и контроль работоспособности по внешним признакам: свечение светодиодов, наличие напряжения на нагрузке, переход на резервный режим.

Регламентные работы «2» производятся при появлении нарушений в работе источника бесперебойного питания СКАТ-2400 и включают проверку работоспособности источника.

При невозможности устранения нарушений в работе источника его отправляют на ремонт.

При эксплуатации контроллера «ЭЛС-Т» необходимо соблюдать следующие правила:

Корпус контроллера должен быть надежно заземлен. Эксплуатация контроллера без заземления запрещается.

Запрещается заменять модули и производить подсоединение к контроллера при включенном напряжении питания контроллера.

Запрещается устанавливать предохранители, номиналы которых не соответствуют документации.

Крышки модулей при работе с контроллером должны быть закрыты.

Запрещается пользоваться неисправной контрольно-измерительной аппаратурой и инструментом.

Запрещается пользоваться электрическим паяльником с напряжением более 36 В м незаземленным корпусом.

При проверке и техническом обслуживании модулей необходимо пользоваться схемами испытаний соответствующих модулей и производить заземление клемм корпуса испытательного пульта.

При установке переносных приборов и выполнении измерений должно быть исключено касание токоведущих частей.

Корпуса контрольно-измерительных приборов должны быть заземлены.

Отсоединение клеммы «земля» от шины заземления производить после отключения контроллера от сети питания и внешних цепей.

Замена предохранителей контроллера должна производиться при отключении питания 220 В.

Перед проведением работ с контроллером и модулями необходимо предусмотреть меры защиты от статического электричества, используя антистатический браслет, подключенный к шине заземления через резистор с сопротивлением 1 Мом.

4. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

4.1 Охрана труда

4.1.1 Основные положения по охране труда К работе в качестве слесаря КИПиА допускаются лица, прошедшие теоретическое и практическое обучение, имеющие III квалификационную группу по электробезопасности и прошедшие проверку знаний требований безопасности. При работах по обслуживанию и ремонту средств КИПиА основными опасными факторами, которые могут привести к несчастному случаю, являются возможность поражения электрическим током и отравления газами нефтепродуктов.

Курить и принимать пищу разрешается только в специально отведенных местах.

Слесарь, нарушивший требования, может быть отстранен от работы и привлечен к дисциплинарной ответственности согласно правил внутреннего трудового распорядка.

В процессе технического обслуживания должны соблюдаться требования по охране труда и технике безопасности.

Все каркасы оборудования должны быть заземлены. Перед вводными стойками и перед стойками дистанционного питания напряжением более 250 В должны быть положены резиновые коврики. В цепях питания и в боксах должны применяться дужки с изолирующим покрытием той части, за которую берутся руками. Штифты кабельных боксов, находящихся под напряжением дистанционного питания, должны быть заключены в изоляционные трубки. В оборудовании коммутации дистанционного питания предусматривают блокировку, обеспечивающую снятие напряжения с токоведущих частей при открывании дверцы, крышки или снятия чехла с оборудования.

4.1.2 Требования безопасности перед началом работы

1.1 Привести в порядок и надеть спецодежду и спецобувь. Обувь не должна иметь подков и гвоздей. Запрещается одеваться и раздеваться вблизи работающих машин, механизмов.

1.2 Ознакомиться с распоряжениями, заданиями руководства:

внешним осмотром убедиться в исправности необходимых для работы электрозащитных средств, приборов и инструмента; ударные инструменты, молотки не должны иметь наклепа, заусениц и трещин;

ручки молотков, напильников и другого ручного инструмента должны быть надежно насажаны;

перед началом работ с ручными электрическими машинами, переносными светильниками и электроинструментом следует проверить: комплектность и надежность крепления деталей, внешним осмотром исправности кабеля (шнура), его защитной трубки и штепсельной вилки, четкость работы выключателя.

1.3 Освободить проходы, подходы к рабочим местам от ненужных предметов.

1.5 Согласовать все виды ремонтных работ на действующем технологическом оборудовании письменно или устно с руководителем работ по КИПиА.

1.6 Все работы по обслуживанию и ремонту средств КИПиА, связанные с опасностью поражения электрическим током, должны производить по наряду или распоряжению.

4.1.3 Организация мероприятий при проведении работ на линейной части нефтепровода Работы по техническому обслуживанию и ремонту систем автоматики и телемеханики в блок-блоксах ПКУ (без работ внутри ковера) с изменением или без изменения положения линейных задвижек относятся к работе повышенной опасности, а также к работам в действующих электроустановках до 1000 В. При их выполнении должны соблюдаться требования ПТЭ и ПТБ в электроустановках. Данные работы должны проводиться бригадой оперативно ремонтного персонала с количественным составом не менее 2х человек с квалификационной группой по электробезопасности не ниже 3 группы до 1000 В. Перед началом работ должен быть оформлен наряд-допуск на производство работ повышенной опасности, который является письменным документом, разрешающим производств работ повышенной опасности и определяющим место, время начала и окончания работ, условия их безопасного производства, ответственных лиц за безопасное производство работ, состав бригады.

Разрешением на производство указанных работ на линейной части нефтепроводов являются: телефонограмма диспетчера УМН, подписанная руководством УМН, оформленный наряд-допуск на проведение работ повышенной опасности и распоряжение на производство работ в действующих электроустановках до 1000 В, оформленное в оперативном журнале. Разрешение руководства УМН на производство вышеуказанных работ выдается только на основании письменного запроса через отдел АСУ ТП УМН.

Работы в коверах на линейной части нефтепровода по сезонному обслуживанию производятся при совместных выездах бригад АВП и слесарей КИПиА с оформлением наряд-допуска на газоопасные работы. Ковера должны быть оборудованы стационарными лестницами. Категорически запрещается спускаться в ковер одному человеку без наблюдения за ним сверху. При выполнении работ внутри ковера категорически запрещается: наступать или опираться на трубную импульсную обвязку, разделительный сосуд и игольчатый вентиль на трубопроводе. Протяжка соединений импульсных линий, не связанных с первичным игольчатым вентилем, производиться только при зарытом вентиле на трубопроводе. Замена преобразователя давления «ТЖИУ», показывающего манометра должна производиться только при закрытом вентиле на трубопроводе.

4.1.4 Порядок завершения работ После завершения всех работ на нефтепроводе ответственный за проведение работ обязан доложить диспетчеру об окончании работ и положении линейных задвижек на участке нефтепровода. Ключи управления задвижкой на «РУСМе» и штурвале при этом должны быть установлены в положение «Телемеханическое», силовые автоматы задвижек — включены, кнопка «Стоп» механически разблокирована, телесигнализация должна соответствовать действительному положению задвижки, телеизмерения должны соответствовать действительным показаниям приборов по месту, рабочее место должно быть убрано. Работы считаются оконченными только после получения диспетчером УМН телефонограммы об окончании работ за подписью ответственного за производство работ и закрытие наряда-допуска.

4.2 Пожарная безопасность

4.2.1 Содержание территорий, производственных помещений и оборудования Все рабочие ИТР и служащие управления магистральных нефтепроводов должны проходить специальную подготовку по пожарной безопасности, состоящую из противопожарных инструктажей (первичного и вторичного) и занятий по пожарно-техническому минимуму.

Первичный противопожарный инструктаж и соблюдение мер пожарной безопасности должны проходить все вновь принимаемые на работу ИТР, рабочие и служащие.

Вторичный инструктаж проводит на рабочем месте лицо, ответственное за противопожарную безопасность на объектах.

Территория объекта должна иметь освещение, соответствующее проекту, постоянно держаться в чистоте, быть оборудована пожарными постами и указателями согласно проекта.

Территория объекта должна иметь звуковую систему оповещения людей на случай аварии или пожара.

Ко всем зданиям и сооружениям объекта должен обеспечиваться свободный доступ. Проезды и подъезды к зданиям, а также подходы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть свободными.

На территории объекта по согласованию с пожарной охраной должны быть определены места для курения, оборудованные урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

Не допускается замазучивание производственной территории, помещений и оборудования, загрязнения ЛВЖ и ГГ, мусором и отходами производства.

Запрещается на территории предприятия разведение костров, выжигание травы, нефти.

Промасленный либо пропитанный бензином, керосином и иными горючими жидкостями обтирочный материал следует складировать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. По окончании рабочего дня ящики необходимо выносить в безопасное в пожарном отношении место.

Производственные помещения и их оборудование надо периодически отчищать от пыли и других горючих отходов. Спецодежду работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать. Промасленную спецодежду разрешается временно хранить в развешенном виде в металлических шкафах. ля лучшего проветривания дверцы шкафов должны иметь отверстия в верхней и нижней части.

4.2.2 Обеспечение безопасности людей при пожаре Безопасность людей на случай пожара должны обеспечиваться:

— конструктивно-планировочным решением зданий и помещений, гарантирующим осуществление быстрой эвакуации людей с ограничивающим распространением пожара;

— неприменением горючих материалов, а также материалов, способных распространить горение по поверхности и выделять удушающие газы, ля отделки стен и потолков на путях эвакуации людей;

— постоянным содержанием в надлежащем состоянии специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае пожара или аварийной ситуации (системы экстренного оповещения, аварийное освещение);

— ознакомление всех работающих с основными требованиями пожарной безопасности и мерами личной предосторожности, которые необходимо соблюдать при возникновении пожара, а так же планом эвакуации людей из помещения;

— исправным освещением в ночное время путем эвакуации.

4.3 Охрана окружающей среды и недр Управление магистральных нефтепроводов, являясь субъектом-природопользователем, обязано:

1. Осуществлять все виды деятельности с обязательным учетом возможных последствий воздействия на окружающую природную среду;

2. неукоснительно выполнять комплекс всех необходимых природоохранных мероприятий при эксплуатации объектов;

3. оснащать технологические процессы и оборудование аппаратурой для контроля уровня их воздействия на окружающую природную среду;

4. соблюдать установленные и согласованные технологические режимы, обеспечивающие наименьшее воздействие на окружающую природную среду;

5. обеспечивать надежную и эффективную работу всех очистных сооружений, установок и средств контроля и утилизации отходов;

6. своевременно представлять необходимую и достоверную информацию об аварийных случаях, предаварийных ситуациях и стихийных бедствиях и принимаемых мерах по ликвидации их последствий.

Каждое управление магистральных нефтепроводов должно иметь природохранную службу, обеспечивающую рациональное природопользование и минимизацию вреда окружающей среде под влиянием производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

4.3.1 Охрана атмосферного воздуха При эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов происходит загрязнение атмосферного воздуха выбросами различных источников:

— отходящими продуктами сгорания перекачивающих агрегатов, котельных, огневых, нагревательных установок;

— парами нефтепродуктов при ведении технологического процесса.

Общие технологические мероприятия по ограничению выбросов вредных веществ предусматривают:

— модернизацию производственного оборудования в целях повышения экологической безопасности с выводом из эксплуатации устаревших, экологически опасных видов оборудования и производств;

— повышение общей надежности оборудования, что позволяет сократить количество операций пусков-остановок;

— применение газогорелочных устройств, обеспечивающих достижение оптимальных показателей процесса горения топлива, в части снижения содержания оксидов азота, оксида углерода и углеводородов в отходящих газах;

— нормирование выбросов вредных веществ с продуктами сгорания энерготехнологического оборудования;

— применение установок по нейтрализации выбросов загрязняющих веществ.

4.3.2 Охрана поверхностных и подземных вод Водоохранные мероприятия включают:

— разработку системы очистки сточных вод и строительство очистных сооружений (очистке подвергаются хозбытовые, производственные и сточные воды);

— выпуск сточных вод в водные объекты (выбор места выпуска регламентируется Правилами охраны поверхностных вод);

— обвалование и другие виды изоляции загрязняемых производственных территорий (резервуарные парки, места заправки горюче-смазочными материалами и др.), особенно расположенных вблизи водных объектов. На обвалованных территориях сооружаются отводные каналы для сброса ливневых вод с целью их очистки.

4.3.3 Охрана почв, недр При эксплуатации магистральных нефтепроводов происходят следующие воздействия на почву:

— загрязнение почв нефтепродуктами, при аварийных разливах нефти, на территории склада ГСМ; вокруг продувочных свечей пылеуловителей, вблизи фильтров — сепараторов;

— разливы нефти при авариях магистральных нефтепроводов Критерием степени загрязнения почв является превышение содержания в них ПДК вредных веществ.

Природоохранная служба управления магистральных нефтепроводов проводит постоянный контроль экологического состояния почв на землях, отведенных во временное и постоянное пользование.

Основные задачи контроля:

— выявление загрязненных почв и определение степени их загрязнения химическими веществами;

— выявление деградированных почв с потерей плодородия и определение показателей деградации почвенных свойств и показателей состояния почвенной биоты и растений;

— разработка рекомендаций по рекультивации нарушенных земель.

Мероприятия по охране почв включают:

— сокращение площади земель, отводимых под трубопроводы, — ширина полосы для одного подземного трубопровода не более 20−45 м, для 2−3 трубопроводов — 60−130 м (СН 452−73). Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов;

— строительство противоэрозионных сооружений вдоль трасс магистральных нефтепроводов, озеленение рекультивируемых земель, проведение мероприятий по улучшению почвенных условий фито-. агрои культуротехнической мелиорацией;

— при проведении связанных с нарушением земель работ снятие и транспортировку плодородного слоя почвы в места временного складирования в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.06−85, ГОСТ 17.5.3.05−84, ГОСТ 17.4.2.02−83 и пр.;

— планировку и очистку поверхности почвы, загрязненной углеводородной жидкостью. путем применения эффективных химических средств их деградации в соответствии с РД 39−147 103−365−86. РД 39−147 098−015−90 и пр.

4.3.4 Охрана окружающей природной среды от отходов производства Природоохранная служба предприятия должна принимать непосредственное участие в проведении мероприятий, направленных на снижение образования отходов. внедрение малои безотходных технологий, как-то: использование жидких отходов из пылеуловителей в качестве моторного топлива, сбор и хранение отходов с целью их повторного использования или реализации и пр.

Промышленные и бытовые отходы предприятия подлежат удалению, т. е. утилизации, обезвреживанию, складированию или захоронению.

Обращение с отходами и их удаление производятся в соответствии с требованиями нормативных документов, современными методами и технологиями утилизации и обезвреживания производственных и бытовых отходов, исключающими их накапливание на промплощадках, а также загрязнение атмосферного воздуха, подземных вод и недр.

Для обезвреживания и утилизации отходов рекомендуется использовать блочные установки по термической переработке отходов малой производительности. Блочные установки, состоящие из отдельных блоков заводской готовности, предназначены для сжигания твердых бытовых и промышленных отходов, включая осадки сточных вод; их производительность — от 0,1 до 1,5 т/ч по сжигаемым отходам; установки оснащены системой нейтрализации и очистки продуктов сгорания.

4.4 Мероприятия по гражданской обороне

4.4.1 Организация обучения на промышленном объекте и подготовка руководящего состава Обучение населения защите от воздействия оружия массового поражения и других средств нападения противника — одна из основных задач Гражданской обороны России. Оно организуется и проводится на основании указаний старших начальников ГО и их штабов.

На объекте в соответствии с функциональными обязанностями по гражданской обороне рабочие и служащие условно подразделяются на следующие категории обучаемых: руководящий состав гражданской обороны; формирования; рабочие и служащие; население, не занятое в сферах производства и обслуживания, проживающее в ведомственном жилом секторе.

Цель обучения — подготовка руководящего состава объекта к практическому выполнению своих функциональных обязанностей по гражданской обороне, а также постоянное совершенствование знаний и закрепление навыков в решении задач гражданской обороны на объекте. От уровня теоретических знаний и практических навыков руководящего состава зависит их умение управлять силами и средствами гражданской обороны в сложных условиях обстановки.

Обучение по гражданской обороне руководящего состава осуществляется на курсах гражданской обороны, в институтах, на факультетах и курсах повышения квалификации, а также на объектах. На объекте из лиц руководящего состава создается учебная группа. В состав этой группы входят заместители начальника ГО объекта, работники штаба ГО, начальники служб ГО и главные специалисты, начальники цехов и им равных структурных подразделений, командиры формирований общего назначения, их заместители и начальники штабов (командиры формирований, входящие в состав этих подразделений, обучаются по программе подготовки формирований). Состав учебной группы руководящего состава определяет начальник гражданской обороны объекта своим приказом. Обучение руководящего состава может проводиться путем сборов или периодических занятий на учебно-материальной базе своего объекта. Занятия с учебной группой руководящего состава проводят: начальник гражданской обороны объекта, его заместители, начальник штаба ГО объекта, начальники служб, главные специалисты, а также работники вышестоящих штабов ГО, организаций и учреждений.

4.4.2 Подготовка формирований Ее цель — готовить формирования к слаженным действиям в очагах поражения (зонах заражения), районах стихийных бедствий, крупных аварий и катастроф в соответствии с предназначением.

На командно-начальствующий состав возлагается ответственность по поддержанию на необходимом уровне готовности формирований к выполнению возложенных на них задач в сложных условиях быстро меняющейся обстановки. Обучение личного состава формирований на объекте проводится ежегодно и включает общую, специальную подготовку и тактико-специальные учения.

Общая подготовка осуществляется в нерабочее время по программе подготовки рабочих и служащих и организуется по цехам, производствам, отделам, бригадам и т. д.

Специальная подготовка и тактико-специальные учения проводятся в рабочее время. При планировании обучения личного состава формирований предусматривается, чтобы занятия с командирами формирований предшествовали занятиям с рядовым составом по общим темам. Изучение тем общей и специальной подготовки может осуществляться параллельно.

Для подготовки командно-начальствующего состава на объекте по общей тематике специальной подготовки создаются учебные группы не более 30 человек из командиров различных формирований. Специальные темы изучаются в составе групп, комплектуемых из одноименных формирований или по родственным специальностям.

Обучение рядового состава формирований по специальной подготовке (по всем темам) проводится их командирами (начальниками) на учебно-материальной базе своего объекта с целью привития обучаемым практических навыков в выполнении своих функциональных обязанностей— на тактическом фоне с использованием средств имитации, создающих обстановку, максимально приближенную к реальной.

В конце учебного года по результатам тактико-специальных учений, а также степени усвоения программы каждому обучаемому и формированию в целом выставляется оценка.

4.4.3 Подготовка рабочих и служащих При их подготовке каждому обучаемому дается определенный объем знаний и практических навыков в эффективном использовании всех средств и способов защиты от оружия массового поражения и других средств нападения противника.

Обучение осуществляется по программе, предусматривающей привитие твердых и уверенных практических навыков в использовании основных средств и способов защиты, действий в очагах поражения и зонах заражения, а также оказания самои взаимопомощи при поражениях. Занятия в основном проводятся практически.

Важным элементом обучения, способствующим решению этой задачи, является выполнение специальных нормативов при отработке тем программы. Выполнение и сдача нормативов — это одна из форм практического обучения способам защиты от воздействия оружия массового поражения.

Основное внимание при отработке нормативов следует обращать на практические занятия, тренировки, выполнение зачетных требований. Умение выполнять нормативы дает возможность установить единый подход в определении степени готовности обучаемых к защите от воздействия оружия массового поражения и других средств нападения противника.

Для проведения занятий на каждом объекте по цехам, отделам к другим подразделениям создаются учебные группы численностью до 30 человек, в которые входят все рабочие и служащие, в том числе и состоящие в формированиях. Руководители занятий подбираются из числа начальников служб, командиров формирований, главных специалистов, начальников цехов, мастеров, инженерно-технического состава и других подготовленных лиц, назначенных приказом начальника ГО объекта.