4 Организация эксплуатации оборудования перекачивающих станций

НПС, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пун­кты подогрева нефти должны приниматься в эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных и пуско-нала­дочных работ,

Работоспособность оборудования, сооружений, систем и агрегатов НПС проверяется комплексным опробованием.

До начала опробования все объекты МТ должны быть укомп­лектованы обученным персоналом, рабочие места обеспечены инструкциями, технической и оперативной документацией, ос­нащены инструментами и средствами индивидуальной защиты.

Комплексной приемке должны предшествовать опробова­ние и регулировка всех вспомогательных систем, защит, ин­дивидуальное опробование каждого агрегата с оформлением соответствующих актов.

Комплексное опробование оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и не­прерывной работе под нагрузкой в течение 72 часов.

Средства автоматизации МН выполняют функции контро­ля, защиты и управления объектами МН из операторной НПС и диспетчерских пунктов всех уровней. Система автоматики обеспечивает поддержание заданного режима перекачки уг­леводородов и его изменение по команде оператора. Она же решает задачи мониторинга технологических параметров, а также параметров состояния оборудования в реальном масш­табе времени.

Общестанционная защита должна отключать оборудова­ние НПС по следующим параметрам:

• минимальное давление на приеме НПС;

• максимальное давление в коллекторе НПС до узла регу­лирования и на выходе НПС после узла регулирования дав­ления;

• минимальное давление в системе маслоснабжения;

• достижение аварийного уровня нефти в резервуаре — сборнике утечек;

• превышение допустимого уровня загазованности и пожар во взрывоопасных помещениях.

Агрегатная защита должна отключать магистральные насосы по следующим параметрам:

• минимальное давление масла и максимальная темпера­тура подшипников и корпуса насоса;

• повышенная утечка нефти через уплотнения;

• максимальная вибрация.

Ряд защитных функций выполняется с помощью автома­тики, например, отключение работающих насосных агрегатов. В зависимости от параметра защита должна поочередно от­ключать все работающие агрегаты, начиная с первого по по­току нефти.

Для защиты МН и насосов по давлению на приеме НПС и на выходе НПС применяются две защиты: по аварийному и по предельному давлению.

Защита по аварийным давлениям одновременно отключа­ет все работающие магистральные насосы. Защита по предель­ным давлениям отключает только один агрегат.

Срабатывание защиты по давлению на приеме НПС долж­но осуществляться с выдержкой времени до 15 с. Это необхо­димо для исключения срабатывания датчиков защиты при прохождении воздушных пробок, запуске и отключении агре­гатов на соседних станциях.

Управление перекачивающими станциями может осуще­ствляться из операторной, местного и районного диспетчерс­кого пункта.

Управление насосами может осуществляться в автомати­ческом режиме по программе после получения команды «Пуск» или «Остановка», а также в резервном, кнопочном и испыта­тельном режимах.

Пуск магистральных насосов может осуществляться на от­крытую, закрытую и открывающуюся задвижку.

Программа пуска «на открытую задвижку» является пред­почтительной, так как обеспечивает наименьшие динамичес­кие нагрузки в обвязке агрегата и наименьшие хлопки обрат­ных клапанов.

Программа пуска «на закрытую задвижку» применяется, если электрооборудование не может обеспечить пуск на откры­тую задвижку.

Программа пуска «на открывающуюся задвижку» применя­ется, когда задвижки не могут быть открыты при большом пе­репаде давления, создаваемом насосом.

При размещении насоса и привода в разных помещениях кнопки отключения устанавливают в каждом из них.

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализа­ции, теплоснабжения и дизельных электростанций.

Системы вентиляции, служащие для создания подпора в помещениях, камерах или оборудовании, и системы приточ­ной вентиляции для взрывоопасных помещений должны вклю­чаться перед пуском насосных агрегатов. При длительном со­хранении предельной концентрации отключаются все работа­ющие насосные агрегаты.

Откачка утечек из резервуаров-сборников магистральных, подпорных насосных и резервуарных парков осуществляется автоматически.

На всех НПС предусматривается автоматическое пожаро­тушение помещений со взрывоопасными зонами. Системы пожаротушения выполняют функции автоматической пожар­ной сигнализации.

Автоматическая защита по пожару обеспечивает отключе­ние насосных агрегатов, закрытие задвижек их подключения к нефтепроводу и к резервуарам, отключение систем вентиляции и включение аварийной сигнализации при срабатывании га­зоанализаторов . Запуск системы пожаротушения осуществля­ется при срабатывании двух датчиков пожарной сигнализации.

Задачи управления, регулирования, измерения и сигнали­зации обычно решаются на уровне операторной или местного диспетчерского пункта.

Объекты управления: магистральные и подпорные насос­ные агрегаты; подготовка насосной; система пожаротушения; задвижки узла учета и резервуарного парка; аварийная оста­новка насосной и др.

Объекты регулирования: давление на приеме и выходе из насосной.

Объекты измерения: давление на входе в резервуарный парк; на приеме и выходе насосной; параметры качества не­фти; уровень в резервуарах и др.

Объекты сигнализации: насосные агрегаты (включен, го­тов к запуску, авария, в резерве); подготовка насосной (вклю­чено); задвижки (открыто, закрыто); скребок (принят, пущен); пожар; загазованность; затопление; переполнение сборников; неисправность систем и сооружений; повышенное давление в подводящем трубопроводе и др.

Средства телемеханизации устанавливаются для обеспече­ния дистанционного управления оборудованием перекачива­ющих станций из районного или центрального диспетчерско­го пункта. Объектами телемеханизации МН являются подпор­ная и основная насосные, оборудование инженерных сооружений и энергохозяйства.

Телемеханизация обеспечивает:

• централизованный контроль за оптимальным режимом работы нефтепровода;

• централизованное управление насосными агрегатами и задвижками;

• сбор информации о режиме работ и техническом состоя­нии оборудования;

• телеуправление агрегатами и задвижками для локализа­ции аварийных ситуаций.

Эксплуатация осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с инструкциями. Инструкции определяют порядок пуска и ос­тановки оборудования, действия персонала в процессе эксп­луатации и в аварийных ситуациях. При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал переключает неисправное оборудование на резерв­ное, о чем извещает диспетчера и руководство НПС.

Ответственность за правильную эксплуатацию оборудова­ния и сооружений НПС несут начальник НПС, старший инже­нер НПС, инженеры соответствующих служб и главный инже­нер нефтепроводного управления. Эти лица должны обеспе­чить своевременное проведение ремонта, диагностический Конт роль, расследование отказов и испытание оборудования.

Оперативный персонал по утвержденному графику осуще­ствляет контроль технического состояния оборудования НПС. Например, насосные агрегаты проверяются через каждые два часа; запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, системы охлаждения, фильтры — два раза в смену, емкости для сбора нефти, технологические трубопро­воды — один раз в смену.

При приемке смены оперативный персонал обязан ознако­миться с режимом работы и состоянием оборудования на сво­ем участке и оформить приемку смены отметкой в журнале.

Производственные здания и сооружения подвергаются пе­риодическим осмотрам два раза в год — весной и осенью.

5. МНОГОУРОВНЕВАЯ СТРУКТУРА ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ

Диспетчеризация процесса перекачки углеводородов по МТ — это централизация оперативного контроля и управления для согласования работы отдельных звеньев. Диспетчеризация осуществляется посредством средств связи, автоматики и телеме­ханики с минимальным участием обслуживающего персонала.

Цель диспетчеризации — обеспечение эффективного про­цесса транспортировки углеводородов.

Основные задачи диспетчерских служб следующие:

• управление и контроль технологическими процессами приема, хранения, перекачки и поставок углеводородов в пре­делах установленных границ ответственности;

• организация и ведение учета количества и качества при­нимаемого, транспортируемого и сдаваемого продукта;

• оперативный контроль технического состояния трубопро­водов, резервуаров и оборудования;

• контроль хода выполнения плановых и аварийных работ на объектах магистрального трубопровода.

Перечисленные задачи обеспечиваются с помощью много­уровневой системы диспетчерского контроля и управления, включающей:

• верхний уровень — включает центральный диспетчерс­кий пункт (ЦДП);

• средний уровень — включает территориальные диспет­черские пункты (ТДП);

• нижний уровень — включает районные (РДП) и местные диспетчерские пункты (МДП).

Для улучшения качества управления МТ делятся на техно­логические участки. На нефтепроводах эти участки ограничи­ваются резервуарными парками. Протяженность таких учас­тков не превышает 600 км.

Центральный диспетчерский пункт (ЦДП) осуществляет:

• оперативный контроль и управление транспортом угле­водородов по системе МТ, обеспечение приема перекачиваемо­го продукта от производителей, поставки потребителям в со­ответствии с графиком транспортировки на основании мар­шрутных поручений;

• количественный учет приема, перекачки и поставок уг­леводородов;

• контроль количества нефти и свободного объема в резер­вуарных парках МН, производителей и грузополучателей;

• принятие мер по изменению грузопотока в случае возник­новения отказа на МТ и нештатных ситуаций;

• контроль хода ремонтных и аварийно-восстановительных работ;

• контроль и управление качеством транспортируемого продукта;

• согласование пропуска очистных устройств и внутритруб- ных инспекционных приборов на участках МТ.

Учет движения нефти по нефтепроводу и резервуарным паркам осуществляется для контроля выполнения планов при­ема и поставки, составления двухчасового и суточного балан­сов. Эта информация необходима диспетчеру ЦДП для приня­тия оперативных решений по изменению режимов перекачки и перераспределению грузопотоков.

На уровне ЦДП непрерывно в режиме реального времени отображается вся информация о работе МТ. В частности, ото­бражается текущее состояние оборудования линейной части и перекачивающих станций, значения рабочих давлений, дан­ные по системам измерения количества и показателей каче­ства углеводородов.

На уровне ЦДП отображаются все экраны с уровня терри­ториального диспетчерского пункта (ТДП).

На уровне ТДП в системе диспетчерского контроля и управ­ления в режиме реального времени отображается вся инфор­мация о работе МТ в зоне ответственности. Диспетчер ТДП в своей работе руководствуется утвержденными технологичес­кими режимами работы МТ. Основные параметры работы неф­тепровода; давление на приеме и давление на нагнетании НПС; давление в коллекторе, номера работающих и резервных аг­регатов; токовые нагрузки на электродвигателях, транзитное давление по НПС. При проведении любых переключений дис­петчер ТДП должен иметь соответствующим образом оформ­ленное разрешение ЦДП.

Пропуск очистных устройств по МТ осуществляется в соот­ветствии с графиком с целью очистки полости трубы от меха­нических примесей, парафинистых отложений нефти и для под­готовки пропуска внутритрубных инспекционных снарядов

(ВИС). Каждый пропуск очистных и диагностических снарядов согласовывается с ЦЦП. Движение снарядов по линейной час­ти от камеры пуска до камеры приема контролируется датчи­ками контроля прохождения с выводом информации на рабо­чее место диспетчера РДП и ТДП. Продукты очистки полости трубы принимают в подготовленный для этой цели резервуар.

На уровне ТДП отображаются все экраны с уровня район­ного диспетчерского пункта (РДП).

Диспетчерская служба РДП в пределах своих установлен­ных границ выполняет оперативное управление приемом, пе­рекачкой и поставкой углеводородов по участку МТ. Диспетчер РДП оперативно получает информацию от диспетчера МДП о показателях качества нефти. Факт поступления некондицион­ной нефти удостоверяется соответствующим актом за подпи­сью представителей сдающей и принимающей сторон. На ос­новании полученной информации принимается решение о размещении конкретной партии нефти в резервуарном парке НПС или нефтебазы.

Оператор МДП на своем объекте осуществляет: производство переключений на всех технологических трубопроводах; обеспе­чивает запуск и контроль режимов пропуска поточных средств; контроль технологических параметров перекачки и качества нефти; учет движения нефти по резервуарным паркам и при­емо-сдаточным пунктам; контроль хода ремонтных работ.

Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в суточном диспетчерском графике и в журналах: распоряжений; регистрации телефонограмм; контроля движе­ния поточных средств; учета последовательной перекачки; качества нефти; исполнения маршрутных поручений; приема- сдачи смены.

Диспетчерские службы и оперативный персонал станций должны иметь:

• подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситу­ацией, указанием камер приема-пуска поточных средств, мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти, расположе­ния линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов про­хождения очистных устройств;

• подробные технологические схемы приемо-сдаточных пунктов и НПС с обозначением номеров задвижек, резервуа­ров, основных и подпорных агрегатов, фильтров и другого обо­рудования;

• технологические карты защит, режимов работы МН, ре­зервуарных парков и оборудования НПС.