Эксплуатация МН (МНПП) и оборудования НПС (стр. 14 )

-  плана остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов;

-  других работ продолжительностью свыше 5 часов, требующих изменения режимов работы нефтепроводов или снижения суточной производительности на 5 % и более;

-  физических параметров перекачиваемой нефти.

2.2. Технологическая карта защит нефтепровода

Технологическая карта защит нефтепровода устанавливает основные параметры допустимых давлений, которые должны быть установлены на НПС (Приложение 3):

-  максимально-допустимое рабочее давление на выходе НПС после регулирующего устройства, исходя из технического состояния и фактической несущей способности трубопровода;

-  максимально-допустимое рабочее давление на выходе насосов в коллекторе до регулирующего устройства с учетом фактического испытательного давления трубопроводов коллектора, прочностных характеристик корпусов насосов и запорной арматуры;

-  минимально-допустимое рабочее давление на приеме НПС с учетом допустимого кавитационного запаса для магистральных насосов, вязкости и упругости паров перекачиваемой нефти;

-  максимально-допустимое рабочее давление в нефтепроводе на узле подключения (проходящее) при неработающей НПС. На НПС должен быть установлен контроль превышения этого давления путем световой и звуковой сигнализации в операторной при повышении давления от установившегося на 2 кгс/см2 и снижении на 0,5 кгс/см2;

-  уставки защит на отключение агрегатов и НПС.

РЕГЛАМЕНТ
РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАРТ, РЕЖИМОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПЛАНИРОВАНИЯ И УЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В «ТРАНСНЕФТЬ»

http://www. kigan. ru/content/view/1173/7/

Факторы влияющие на работу МН (МНПП)

Ведение технологических процессов перекачки. Технологические карты защиты МН. Карты технологически режимов работы нефтепроводов

Плановые технологические режимы работы магистральных нефтепроводов на год, месяц рассчитываются на плановую перекачку нефти в течение года, месяца с уче­том режимов, включенных в карту технологических режимов работы МН, а также: плана остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов; других работ продолжительностью свыше 5 ч, требующих изменения режимов работы нефтепроводов или снижения суточной производительности на 5 % и более; физических параметров перекачиваемой нефти.

Карты технологических режимов включают технологиче­ские режимы работы магистральных нефтепроводов, рассчи­танные для производительностей в интервале от минималь­ной до максимально возможной производительности, исходя из технического состояния трубопровода и оборудования, находящегося в постоянной эксплуатации, а также физи­ческих параметров перекачиваемой нефти. Эти карты разра­батываются в соответствии с технологическими регламен­тами.

Технологическая карта защит нефтепровода устанавлива­ет основные параметры допустимых давлений, которые должны быть установлены на НПС:

- максимально-допустимое рабочее давление на выходе НПС после регулирующего устройства, исходя из технического состояния и фактической несущей способности трубо­провода;

- максимально-допустимое рабочее давление на выходе на­сосов в коллекторе до регулирующего устройства с учетом фактического испытательного давления трубопроводов кол­лектора, прочностных характеристик корпусов насосов и за­порной арматуры;

- минимально-допустимое рабочее давление на приеме НПС с учетом допустимого кавитационного запаса для магистраль­ных насосов, вязкости и упругости паров перекачиваемой нефти;

- давление в нефтепроводе на узле подключения (проходя­щее) при неработающей НПс. В операторной ТДП, РДП и МДП должен быть установлен контроль этого давления све­товой и звуковой сигнализациями при повышении давления от установившегося на 0,2 МПа (2 кгс/см2) и снижении на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2):

- уставки защит на отключение агрегатов и НПС.

организует ежедневный контроль и анализ со­блюдения ежесуточных плановых режимов перекачки нефти, выполнения перекачки запланированного количества нефти и соответствия фактических и плановых величин энергопо­требления.

Транспортировка нефти по системе магистральных нефте­проводов «Транснефть» осуществляется в соответ­ствии со «Схемой нормальных (технологических) грузопото­ков нефти в системе магистральных нефтепроводов «Транснефтъ».

На основании месячных «Графика транспортировки» «Транснефтъ», «Плана остановок и работы нефтепрово­дов «Транснефть» со снижением режимов» и «Графика планово-предупредительных работ (ППР) отдел главного технолога (служба технологических ре­жимов) разрабатывает технологические режимы на месяц с посуточной разбивкой по каждому технологическому участку в соответствии с «Регламентом разработки техноло­гических карт, режимов работы магистральных нефтепрово­дов, планирования и учета потребления электроэнергии в «Транснефть».

В случаях технологической необходимости, связанной с непредвиденными обстоятельствами (аварийные ситуации, отсутствие налива нефти в наливные суда из-за шторма и т. д.), а также при организации опережающих и восполняю­щих объемов перекачки до и после производства плановых или аварийно-восстановительных работ на объектах МН, ЦДП имеет право давать указания ТДП по изменению суточ­ных планов перекачки на отдельных технологических участ­ках.

При переключениях на линейной части МН, технологиче­ских трубопроводах, производимых оператором НПС или диспетчером РДП в режиме телеуправления без остановки перекачки, закрытие задвижки должно про из водиться только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.

Возобновление перекачки нефти по технологическому участку МН осуществляется после открытия запорной арма­туры линейной части участка МН, а также технологических задвижек НПС и РП, необходимых для обеспечения полного потока нефти.

Все пуски и остановки насосных агрегатов, вывод техноло­гического участка МН на режим после остановки должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией О порядке вывода технологических участков нефтепровода ОЛО МН на режим и их остановки».

Основной схемой управления магистральными нефтепро­водами «Транснефть» является управление с ис­пользованием системы диспетчерского контроля и управле­ния (СДКУ).

В схему управления Автоматизированного рабочего места (АРМ) - диспетчера РДП и ТДП входят следующие функции: пуск и остановка подпорных и магистральных насосных агре­гатов, открытие и закрытие линейных задвижек.

Управление технологическим участком осуществляет дис­петчер РДП или ТДП .

В случае отсутствия управляющей функции СДКУ или ее отказа управление технологическим участком производится по резервной схеме - с местного режима управления опера­тивным персоналом НПС по команде диспетчера РДП, ТДП с оформлением оперативной двухсторонней телефонограммы.

На технологических участках, принадлежащих двум и бо­лее , управление работой нефтепроводов осуществ­ляется в соответствии с утвержденной в двухстороннем по­рядке «Схемой технологического управления работой нефте­проводов с учетом смежных участков нефтепроводов, экс­плуатируемых соседними .

На технологические участки смежных должны быть разработаны «Технологические режимы перекачки» и «Технологические карты МН», утвержденные главными ин­женерами этих , и находиться в наличии на рабочих местах оперативно-диспетчерского персонала МДП, РДП и ТДП смежных , участвующих в управлении данным технологическим участком. Указанные технологические кар­ты разрабатывает отдел (служба) главного технолога того , в функции которого входит управление смежным технологическим участком в соответствии с утвержденной схемой управления.

Основные правила вывода МН (МНПП) на режим и остановки МН

Пуск и остановка участков нефтепровода вы­полняется по команде диспетчера ТДП, а НПС внутри участка - по команде диспетчера РДП с разрешения диспетчера ТДП.

Пуск нефтепровода, т. е. запуск НПС может производиться в 2-х режимах:

с помощью средств автоматики и телемеханики, а в случае их неисправности - средствами местного управления в сле­дующей последовательности:

1. П сообщает диспетчеру РДП о запуске и планируемом режиме работы станций. П соот­ветственно дает указания НПС о подготовке к запуску. Об­служивающий персонал НПС готовит станции к запуску.

2. О готовности к запуску станции докладывают диспетче­ру РДП, который, в свою очередь, докладывает диспетчеру ТДП. После этого диспетчер ТДП дает телефонограмму дис­петчеру РДП на запуск участка.

3. По команде диспетчера РДП на головной станции долж­ны запускаться вначале подпорные агрегаты, затем магист­ральные агрегаты один за другим в любой последовательно­сти (рекомендуется начинать с последнего по ходу потока нефти агрегата). Каждый последующий агрегат запускается по исчезновению перепада давления на напорной задвижке предыдущего агрегата.

Если запускаются четыре магистральных агрегата в парал­лельно-последовательном соединении, то очередность их за­пуска может быть Любой: сначала запуск двух агрегатов в одном коллекторе, потом в другом или сначала по одному в каждом коллекторе, потом по второму агрегату.

При такой схеме отказ в работе одного из агрегатов в слу­чае работы оставшихся более 2 мин может привести к работе с нулевой производительностью и остановке другого агрегата, включенного последовательно с отказавшим, по температур­ной защите корпуса насоса. Поэтому необходим повышенный контроль за процессом запуска агрегатов.

4. Промежуточная станция в режиме «из насоса в насос» может запускать первый агрегат с началом повышения дав­ления на приеме станции до 0,8 МПа для насосов НМ 2500- 230 и до 1,2 МПа для насосов НМ 7000-210, НМ 10000-210.

При пуске НПС в дистанционном режиме из РДП (ТДП) или в программном режиме из операторной (МДП) осущест­вляется запуск магистрального агрегата по одной из заранее выбранных программ пуска - на открывающуюся, на откры­тую или на закрытую задвижку. Программа пуска предусмат­ривает полное открытие входной задвижки до момента пуска электродвигателя. Если запуск станции осуществляется дистанционно из РДП или в режиме «программный запуск», то сначала открывается задвижка на приеме агрегата, начинает открываться задвижка на выкиде и через 2-6 с запускается насосный агрегат, задвижка на выкиде открывается полно­стью. Если же запуск станции производится без использова­ния систем автоматики и телемеханики [ккнопочный режим»), то сначала открывается задвижка на приеме, приот­крывается задвижка на выкиде, запускается агрегат, задвиж­ка на выкиде продолжает открываться. В случае недостаточ­ной подачи нефти на входе станции регулятор удерживает давление на входе станции прикрытием регулирующей за­слонки. С исчезновением перепада давления на заслонке можно запускать следующий агрегат.

5. Промежуточная станция с подключенной емкостью мо­жет быть запущена одновременно с головной или же с неко­торым опережением или отставанием, в зависимости от на­личия нефти в резервуарах.

Остановка и переход на другой режим. При устойчивом выходе параметров агрегата или НПС за пределы граничных рабочих значений оператор должен, с уведомлением диспет­чера, остановить агрегат средствами местного управления, не допуская срабатывания защит, с последующим выявлением причин недопустимого изменения параметров.

Штатная остановка станции и участка нефтепровода мо­жет быть произведена двумя способами:

- из Р дп с помощью средств телемеханики;

- в случае неисправности телемеханики или АСУ ТП оста­новка НПС или участка нефтепровода осуществляется сред­ствами местного управления в следующем порядке.

1. При плановой остановке участка на головной станции и на промежуточных с емкостью останавливается сначала один агрегат и одновременно закрываются его задвижки. Следую­щие агрегаты должны останавливаться через 2-3 мин. В по­следнюю очередь останавливаются подпорные насосы.

2. Промежуточные станции без емкости начинают оста­новки агрегатов по началу уменьшения давления на их входе. Одновременно закрываются задвижки остановленных агрега­тов. Очередность остановки агрегатов может быть любой (желательно начинать с первого агрегата по ходу нефти). Ес­ли на станции работают четыре магистральных агрегата в па­раллельно-последовательном соединении, то сначала нужно остановить два агрегата в одном коллекторе, потом два в дру­гом или сначала по одному в каждом коллекторе, потом по второму агрегату.

3. При аварийной остановке отдельного агрегата или од­ной из станций регуляторы других станций, стремясь удер­жать в работе наибольшее число агрегатов, прикрывают за­слонки. При этом могут про исходить частичные остановки и других станций. Оставшиеся в работе станции могут работать со значительным дросселированием до выяснения обстановки и принятия решения диспетчером - восстановить прежний режим или переходить на другой.

В аварийных ситуациях все НПС останавливаются диспет­чером РДП либо операторами НПС по команде диспетчера РДП.

При переходе на другой режим работы участка нефтепро­вода диспетчер Т ДП задает районным управлениям число и схему включения агрегатов, а диспетчер Р ДП, в свою оче­редь, дает указания станциям об изменении режима работы участка.

Если при этом для увеличения производительности участка запускаются дополнительные агрегаты на ряде станций, то запуск агрегатов производится поочередно, начиная с голов­ной НПС.

Если переход на другой режим работы участка нефтепро­вода требует изменения уставки регулятора давления какой­-либо из работающих НПС, то соблюдается следующий поря­док действий.

При повышении уставки:

сначала осуществляется переход на другой режим работы следующих по ходу потока нефти станций, затем повышение уставки регулятора давления данной станции и переход ее, при необходимости, на другой режим работы.

При снижении уставки:

сначала, при необходимости, осуществляется переход на другой режим работы данной станции, затем снижение ус­тавки ее регулятора давления и после этого переход на дру­гой режим работы следующих по ходу потока нефти станций.

О запусках и остановках каждого агрегата (не дожидаясь полного запуска или остановки станции) оператор перекачи­вающей НПС немедленно сообщает диспетчеру РДП и сосед­ним станциям.