"ПНСТ 613-2022. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Электрические системы. Общие положения"
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 05.09.2022 N 65-пнст)

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 5 сентября 2022 г. N 65-пнст

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должны быть обеспечены современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений. В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Цель разработки настоящего стандарта заключается в установлении общих требований к электрооборудованию и электрическим системам, применяемым в системах подводной добычи углеводородов.

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к электрическим системам и электрооборудованию систем подводной добычи углеводородов.

1.2 Требования настоящего стандарта следует применять при разработке конструкторской и технологической документации на проектирование, изготовление и испытания наземного оборудования системы электроснабжения, подводной кабельной распределительной сети и подводных электрических устройств (в том числе подводного модуля распределения, подводного модуля управления и контрольно-измерительной аппаратуры).

1.3 При проектировании, строительстве и эксплуатации систем подводной добычи под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к требованиям настоящего стандарта следует руководствоваться требованиями правил [1].

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 24346 Вибрация. Термины и определения

ГОСТ 31996 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические условия

ГОСТ Р 50.05.01 Система оценки соответствия в области использования атомной энергии. Оценка соответствия в форме контроля. Унифицированные методики. Контроль герметичности газовыми и жидкостными методами

ГОСТ Р 52719 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ Р 55025 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение от 6 до 35 кВ включительно. Общие технические условия

ГОСТ Р 58284 Нефтяная и газовая промышленность. Морские промысловые объекты и трубопроводы. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

ГОСТ Р 59305 (ИСО 13628-1:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации

ГОСТ Р ИСО 13628-4 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных эксплуатационных систем. Часть 4. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура

ПНСТ 576-2021 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Проектирование оконечных элементов подводных шлангокабелей. Общие положения

ПНСТ 597-2022 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Кабели силовые с экструдированной изоляцией и кабельная арматура

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304 и ГОСТ 24346, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 наземный модуль управления; НМУ (master control station, MCS): Центральный элемент системы управления системой подводной добычи, устанавливаемый на береговой площадке морского технологического комплекса, обеспечивающий сбор, хранение, передачу данных контрольно-измерительных приборов и трансляцию команд управления приводами запорной и регулирующей арматуры подводных фонтанных арматур или манифольдов, а также интеграцию системы управления системой подводной добычи в автоматизированной системе управления технологическим процессом верхнего уровня.

3.1.2

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСУ - автоматизированные системы управления;

ДДТ - датчик давления-температуры;

ДП - датчик песка;

ДПА - датчик положения арматуры;

ДЭ - датчик эрозии;

ЗРА - запорно-регулирующая арматура;

ИК - измерительный канал;

КИП - контрольно-измерительные приборы;

МФР - многофазный расходомер;

НМОБП - надводный (наземный) модуль обеспечения бесперебойного питания;

НМОГП - надводный (наземный) наземный модуль обеспечения гидравлического питания;

НМОЭП - надводный (наземный) наземный модуль обеспечения электрического питания.

Примечание - Применение терминов "надводный" или "наземный" зависит от места расположения соответствующего оборудования (на судне, морской платформе или на суше);

ПИ - приемочные испытания;

ПМР - подводный модуль распределения;

ПМУ - подводный модуль управления;

ПСИ - приемо-сдаточные испытания;

ПФА - подводная фонтанная арматура;

СКЗ - среднеквадратическое значение;

СПД - система подводной добычи;

СУ - система управления.

4.1.1 Электрические системы используются в СПД в следующих целях:

- для управления добычей углеводородов;

- питания СУ добычей углеводородов;

- интенсификации добычи путем использования погружных насосов, подводных дожимных компрессорных станций;

- обогрева трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов;

- обеспечения электрохимической защиты подводного оборудования от коррозии.

4.1.2 В настоящем стандарте описано применение электрических систем для передачи электропитания и управления подводной добычей углеводородов.

4.1.3 Электрохимическая защита подводного оборудования СПД должна быть выполнена согласно ГОСТ Р 58284 и ГОСТ Р 59305.

4.2.1 Электрическая часть СУ СПД состоит из следующих компонентов:

- НМУ СУ СПД;

- наземной системы обеспечения бесперебойного электрического питания (как правило, состоит из НМОБП и НМОЭП необходимого напряжения);

- электрических кабелей в составе шлангокабелей и электрических соединительных перемычек;

- ПМР или ПМУ;

- КИП, таких как ДДТ, МФР, ДП, ДЭ, ДПА, датчики утечки;

- системы мониторинга состояния трубопроводов;

- электрических приводов запорной и регулирующей арматуры (например, ЗРА подачи химических реагентов);

- внутрискважинной системы мониторинга.

4.2.2 Типовая схема СУ СПД приведена на рисунке А.1 приложения А.

4.3.1 ПФА установлена на устье скважины и предназначена для контроля и управления работой скважины. Электрическое оборудование, расположенное на ПФА, состоит:

- из ПМУ;

- КИП (ДДТ, ДПА, ДП, ДЭ, МФР);

- электрических приводов запорной и регулирующей арматуры (например, приводы арматуры подачи химических реагентов).

4.3.2 Типовая схема расположения электрического оборудования на ПФА приведена на рисунке А.2.

4.3.3 ПМУ содержит в себе электрические и гидравлические компоненты для управления ЗРА, сбора показаний с датчиков КИП и связи с НМУ. ПМУ должен быть изготовлен в съемном корпусе с подводными электрическими, оптическими и гидравлическими соединителями мокрой стыковки.

4.3.4 Электрические и оптические перемычки от кустового манифольда либо от блока оконечного устройства шлангокабеля подключаются напрямую к ПМУ разъемами мокрой стыковки, как правило, сверху.

4.3.5 Подключение ПМУ к кабельной сети ПФА (к электрическому оборудованию, установленному на ПФА) осуществляют с помощью разъемов мокрой стыковки, расположенных (как правило) в основании ПМУ.

4.3.6 Часть компонентов ПФА, таких как МФР, эксплуатационный дроссель и часть датчиков КИП, могут быть установлены на съемном штуцерном модуле. В этом случае электрические кабели, идущие от них, подключаются к ПМУ разъемами мокрой стыковки, как правило, сверху.

4.4.1 К электрическим системам большой мощности, используемым в системах подводной добычи углеводородов, относят:

- внутрискважинные погружные насосы;

- подводные дожимные станции;

- системы обогрева подводных трубопроводов или иных элементов СПД.

4.5.1 Передача электропитания (и сигналов управления, если для их передачи не используются оптические линии) осуществляется по электрическим линиям в составе шлангокабелей, а также по электрическим соединительным перемычкам.

4.5.2 Как правило, береговой комплекс связан со сборным(и) манифольдом(ами) основным шлангокабелем, а сборные манифольды связаны с кустовыми манифольдами (или с отдельно стоящими ПФА) внутрипромысловыми шлангокабелями.

4.5.3 С помощью подводных электрических (при необходимости и оптических) соединительных перемычек осуществляют подключение ПФА (или иного подводного оборудования) к кустовым манифольдам или подводным распределительным блокам шлангокабелей.

5.1.1 Для питания СПД предпочтительно использовать переменное напряжение промышленной частоты (50 Гц).

5.1.2 Электроснабжение СПД производится от НМОЭП. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники СУ СПД относятся к первой категории.

5.1.3 При отказе одного канала НМОЭП работа СУ СПД должна быть обеспечена вторым каналом НМОЭП в течение длительного времени (необходимого для устранения возникших неисправностей), что является предпочтительной схемой "включенного" резерва.

5.1.4 Система электроснабжения СУ СПД должна быть оснащена системой бесперебойного питания (НМОБП) на основе автономных генераторов или аккумуляторных батарей. НМОБП должен обеспечивать питание СУ СПД, как минимум, в течение времени, необходимого для остановки добычи в штатном режиме (но не менее 30 мин).

5.1.5 НМОБП должен состоять из двух независимых каналов, каждый из которых способен обеспечить питание СУ СПД в течение требуемого времени (предпочтительна схема "включенного" резерва).

5.1.6 НМОБП и НМОЭП должны быть оснащены средствами диагностики и должны передавать информацию о своем состоянии на рабочую станцию оператора через НМУ.

5.1.7 Проектирование наземных систем электроснабжения СПД следует осуществлять в соответствии с ПУЭ [2].

5.2.1 Электрические кабели, используемые в составе шлангокабелей, должны удовлетворять требованиям определенных стандартов (см. [3]).

5.2.2 Подводные электрические перемычки должны удовлетворять требованиям ПНСТ 597-2022.

5.2.3 Подводные электрические соединители, кабельные вводы и соединительные перемычки на номинальное напряжение от 3 до 30 кВ должны удовлетворять установленным требованиям (см. [4]).

5.2.4 Проектирование оконечных элементов подводных шлангокабелей должно выполняться в соответствии с требованиями ПНСТ 576-2021.

5.2.5 Подводная кабельная сеть (от береговой станции до сборного манифольда, далее до кустовых манифольдов и до каждой ПФА) должна быть оснащена системой мониторинга сопротивления изоляции электрических линий.

Данная система должна своевременно выявлять утечки тока в окружающую морскую воду. Такой контроль может быть реализован путем подачи постоянного напряжения на электрические линии и измерения возникающих токов утечки.

Подобный контроль может быть осуществлен параллельно с эксплуатацией системы электроснабжения переменного тока, в которой контролируемые цепи гальванически отсоединены (например, с помощью трансформаторов) друг от друга.

5.3.1 СУ СПД и все ее компоненты должны удовлетворять требованиям нормативных документов (см. [5]).

5.3.2 СУ должна иметь как минимум однократное резервирование наиболее значимых функций. Должны быть резервированы следующие компоненты:

- источники питания электроники в составе ПМУ/ПМР;

- блоки электроники в составе ПМУ/ПМР;

- линии подачи питания и связи между компонентами СПД (такими как береговая станция, сборный или кустовой манифольд, ПФА);

- датчики давления и температуры, установленные на главном клапанном блоке ПФА и контролирующие давление и температуру до первой запорной арматуры ПФА на пути флюида.

5.3.3 Контейнеры в подводном исполнении, содержащие электрические компоненты, должны быть герметичными и обеспечивать защиту электрического оборудования от попадания морской воды на протяжении всего срока эксплуатации месторождения (как правило, 30 лет).

5.3.4 Контейнеры, содержащие электрические компоненты (печатные платы или коммутационные изделия), должны быть заполнены инертным газом или диэлектрической жидкостью. Все контейнеры, содержащие электрические компоненты, должны быть оснащены как минимум однократно резервированными уплотнениями, обеспечивающими герметичность и защиту от попадания морской воды из окружающей среды или добываемого флюида. Отказ любого из уплотнений не должен приводить к отказу электрических систем.

5.3.5 Примеры применения правила резервирования уплотнений приведены ниже:

- все уплотнения электрических контейнеров должны быть зарезервированы;

- уплотнение кабелей в местах заделки в электрические соединители должно быть осуществлено как для всего кабеля целиком (заделка наружной оболочки), так и для каждой жилы в отдельности (с помощью термоусаживаемых муфт);

- электрические разъемы сухой стыковки должны иметь как уплотнение отдельных жил (например, металлостеклянный гермоввод), так и уплотнение на стыке корпусов разъемов;

- маслонаполненные электрические разъемы подводной стыковки должны иметь двухкамерную конструкцию, когда первое уплотнение герметизирует зону входа штыря электрической вилки в общую масляную камеру, а второе уплотнение - зону входа штыря электрической вилки в индивидуальную масляную камеру данного контакта;

- врезные датчики давления, температуры и эрозии должны иметь два независимых барьера на пути всех возможных путей утечки флюида из трубопровода (например, уплотнение в месте установки чувствительного элемента должно дублироваться металлостеклянным гермовводом на подходящем проводе);

- порты контроля герметичности контейнеров электроники должны после проведения контроля герметичности и установки заглушки на место линии контроля герметичности глушиться сверху дополнительной герметичной заглушкой (контроль герметичности которой уже не осуществляется).

5.3.6 Контроль герметичности корпусов электрического оборудования (предназначенного для подводной эксплуатации) должен быть осуществлен в соответствии с ГОСТ Р 50.05.01. Применяемый метод контроля должен обеспечивать такой класс герметичности, который должен обеспечивать эксплуатацию электрического прибора на протяжении всего срока службы месторождения без сбоев. Предпочтительно использование метода гелиевой или вакуумной камеры либо гелиевого щупа, соответствующего классу герметичности IV или лучше (меньше) по ГОСТ Р 50.05.01.

6.1.1 Испытания наземных компонентов СУ СПД должны быть проведены с учетом [5].

6.2.1 Испытания электрических кабелей в составе шлангокабелей СПД следует проводить с учетом [3].

6.2.2 Подводные электрические соединители, кабельные вводы и соединительные перемычки на номинальное напряжение от 3 до 30 кВ должны быть испытаны в соответствии с требованиями ГОСТ 31996 или ГОСТ Р 55025 (в зависимости от их рабочего напряжения) (см. [4]).

6.2.3 Подводные силовые трансформаторы должны быть испытаны в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52719, а также по дополнительным требованиям (контроль герметичности и испытание на стойкость к внешнему давлению) (см. [5]).

6.3.1 Все подводные компоненты СУ СПД должны быть испытаны в соответствии с установленными требованиями (см. [5]).

6.3.2 Все электронные компоненты и блоки (контейнеры) электроники СУ СПД должны быть испытаны на стойкость к внешним воздействующим факторам, как это указано в таблице 1.

Типовая схема СУ СПД приведена на рисунке А.1.

Примечание - НМУ, НМОБП, НМОЭП, НМОГП могут быть расположены как на суше (береговой комплекс), так и на морской платформе или технологическом судне.

Типовая схема электрооборудования и КИП ПФА приведена на рисунке А.2.