Б-1
- Последовательное и параллельное соединение насосных агрегатов. Характеристика насосной станции. Технологическая схема обвязки насосных агрегатов.
Соединение насосов м/ду собой может быть последовательное и параллельно-последовательное.
Параллельное соединение насосов используется для обеспечения необходимой производительности при работе на два параллельных нефтепровода, напор остается без изменения.
|
|
|
|
1 2а 1а 2а 1 2 1 2
Q, м3/ч
12 13 14
Возможные схемы включения: (вариант 1) (Параллельно-последовательное соединение насосов)
- При закрытых задвижках 12, 13, 14 насосы работают последовательно;
- При открытой задвижке 12 и закрытой 2а НА№1 работает параллельно НА№2, НА№3, НА№4;
- При открытых задвижках 12, 13, 14 и закрытых 1а, 2а насосов №1 и №2, НА1 и НА2 работает последовательно, и при этом параллельно НА3, НА4
Возможные схемы включения: (вариант 2) (Параллельно-последовательное соединение насосов)
|
|
|
|
1 2 1 2 1 2 1 2
14
- При открытой задвижке 14 все насосы работают последовательно;
- При закрытой задвижке 14 НА1 (НА3) и НА2 (НА4) м/ду собой работают последовательно, но при этом НА1 и НА2 работают параллельно НА3 и НА4
При последовательном соединении насосов увеличивается напор и производительность.
Н
Q, м3/ч
Работа НА на труб-д может рассматриваться только совместно с труб-ом на который он работает, поскольку в зависимости от гидравлического сопротивления труб-да. Для определения режима работы насоса необходимо совместить характеристику труб-да с харак-ой насоса, выполненных в одинаковом масштабе. С подачей (Q) и напором (Н), который будет создавать насос, точка их пересечения «А» является рабочей точкой.
При увеличении гидр-кого сопротивления труб-да, характеристика будет более круче и сместится влево, при этом подача уменьшится, а напор увеличится.
При уменьшении гидр-кого сопротивления в трубопроводе, характеристика будет более пологой и сместится вправо, при этом подача увеличится, а напор уменьшится.
При последовательной работе увеличивается напор и произв-ть
При параллельной работе произ-ть увеличивается (если включили 2 парал-ых нефтепровода) напор остается без изменения.
- Погрешности средств измерения. Класс точности.
Погрешность измерений- это отклонение результата измерений от итстинного (действительного) значения измеряемой величины.
По способу выражения погрешности бывают:
-абсолютные (М) ΔХ= Хп — Хд, где Хп - диапазон измерений, Хд - диапазон действительных измерений.
- относительная либо С δ= ΔХ/ Хд*100%
- приведенная 1,5 или 1,5 ɣ= ΔХ/Хп *100%
По характеру проявления погрешность бывает: систематическая и случайная
По отношению к условиям применения погрешность бывает:
- основная- определяется в нормальных условиях
- дополнительная — возникает в следствии отклонений
класс точности средства измерения (СИ) — это обобщенная характеристика вырвжаемая пределами доаускаемых погрешностей, а также другими характеристиками влияющими на точность.
Поверка СИ - это набор операций выполняемых с целью определения и подтверждения соответствия данного СИ, установленным техническим требованиям. Выполняется службами имеющими лицензии на данный вид деятельности. (поверки бывают: первичная, периодическая, внеочередная и инспекционная)
Калибровка СИ — это совокупность операций выполняемых с целью определения и подтверждения действительных значений метрологических характеристик и пригодность к применению СИ, не подлежащих Государственному Метрологическому Контролю и Надзору.
- Объем автоматизации приточно-вытяжной вентиляции по схеме автоматизации.
Приточная вентиляция служит для притока свежего воздуха во взрывоопасные помещения НПС, и относится к вспомсистеме I- категории. При аварии этой вспомсистемы останавливается станция.
Включается перед пуском насосных агрегатов
Вытяжная вентиляция служит для вытяжки газовоздушной смеси из помещений, и относится к вспомсистеме II- категории. При аварии этой вспомсистемы станция не останавливается.
Автоматизация вспомсистем выполняет следующие функции:
- обеспечение автоматического ввода резервного механизма (АВР);
- своевременное включение и отключение механизмов и при необходимости регулирование соответствующих параметров работы систем для обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования;
Управление вспоммеханизмами предусматривает следующие режимы:
- основной автоматический режим;
- резервный режим;
- кнопочный режим;
- отключено.
Автоматика вспомсистемы предусматривает:
- включение основного механизма по общему сигналу пуска - «Пуск вспомогательных механизмов»
- одновременное отключение работающих МНА и ПНА (с выдержкой времени до 5 сек после отключения магистральных агрегатов);
- закрытие агрегатных задвижек;
- закрытие секущих задвижек;
- остановка вспомсистем.
На ГНПС дополнительно закрываются задвижки:
- м/ду МНС и ПНС;
- м/ду ПНС и РП.
Б-2
- Характеристика нефтепровода Q-H. Факторы влияющие на ее изменение.
Нефтеперекачивающие станции работают на нефтепровод и напор развиваемый НПС тратится на преодоление гидравлических сопротивлений по длине нефтенпровода и преодоление геодезических отметок конца и начала труб-да
а) трение о стенки;
б) от диаметра труб-да, чем больше диаметр трубопровода, тем больше производительность трубопровода;
в) от протяженности участка трубопровода, чем длиннее участок, тем круче характеристика;
г) от потери напора при трении по длинне;
д) от производительности;
е) от вязкости, с уменьшением вязкости производительность будет возростать, а при увеличении вязкости увеличивается сопротивление, затрачивается больше энергии;
ж) при засорении трубопровода крутизна характеристики будет круче, производительность будет меньше.
Основная характеристика трубопровода Q-H — это зависимость требуемого давления от производительности.
Н,м
Q, м3/ч
- Совмещенная характеристика насосной станции и нефтепровода. Изменение режима работы в процессе эксплуатации.
Режим работы (гидродинамический) МН определяется из совместного рассмотрения работы насосной станции и участка нефтепровода.
Как правило режим работы МН определяется путем совмещения характеристик Q-H НПС и Q-H нефтепровода.
Н
Q, м3/ч
На совмещенной характеристике проведем две горизонтальные линии, показывающие ограничение
напора (давления) для магистрали (Н магистрали допустимая), и вторую линию ограничения напора
для нагнетательного коллектора.
Высоты расположения этих линий соответствуют этим напорам допускаемым из условия
прочности трубопроводов.
Точка пересечения характеристики НПС с линией ограничения напора для коллектора (т.1)
определяет наименьшую пропускную способность с которой может работать НПС, при меньшем
расходе должна сработать защита и станция останавливается.
Точка пересечения характеристики НПС с линией ограничения напора для магистрали (т.2) определяет наименьший расход (пропускную способность) при которой станция может работать без регуляторов давления.
При меньших расходах автоматически включаются регуляторы, поддерживающие после себя давление на постоянном допускаемом уровне.
Таким образом линии 1 и 2 представляют собой рабочий участок характеристики Q-H НПС на котором осуществляется регулирование.
Любые изменения, которые происходят в нефтепроводе или работе основного оборудования до нашей НПС, приводят к изменению положения характеристики насоса:
- при пуске — характеристика поднимается вверх, при остановке опускается вниз;
- при частичных перекрытиях нефтепровода (закрытие задвижек, резервных ниток, лупингов) — характеристика опускается вниз
- изменение вязкости нефти (зимой вязкость больше, летом меньше)
- любые возмущения (пуски, остановки НА), открытие, закрытие технологии (которые происходят за нашей станцией) — приводят к изменению положения характеристики нефтепровода
- при пусках НА и открытии задвижек, характеристика нефтепровода смещается вниз и наоборот, при остановке поднимается вверх. Чем больше возмущения, тем круче положение характеристики нефтепровода
а) б)
Н Н
Q, м3/ч Q, м3/ч
в) г)
Н Н
Q, м3/ч Q, м3/ч
- Действия оператора при отказе привода выключателя магистрального насоса.
При отказе ВВ возможны две ситуации:
1. Через выключатель протекают нормальные токи, но из МДП не отключается (аварийная ситуация отсутствует), возможно нарушение в цепях оперативного тока, либо механическая неисправность самого выключателя или его привода. Необходимо в таком случае выключать выключатель по месту кнопкой или рычагом ручного управления. Это делает оперативный персонал, в обязанности которого входит обслуживание ЗРУ (ДЭМ). Оператор докладывает диспетчеру полученную информацию от ДЭМа и ждет дальнейших указаний.
2. Короткое замыкание или другой аварийный режим, через ВВ протекают большие токи, но он не отключается (амперметр зашкаливает, в ЗРУ ячейка гудит), в этом случае должно сработать УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя) — оно подаёт сигнал на отключение всех других питающих ВВ. Токовыми являются вводной выключатель и секционник. УРОВ работает мгновенно. Если УРОВ не отключил ВВ, то сработает какая — нибудь аварийная защита или по инструкции отказавший ВВ или вводной выключатель отключается по месту, как и в первом случае, выводит дежурный ЗРУ, ячейку в ремонт и при необходимости сделать переход на другую секцию.
Б-3
- Понятие о гидравлическом уклоне. Изменение гидравлического уклона при аварийных ситуациях.
Гидравлический уклон — это одна из важнейших характеристик МН.
Гидравлический уклон — характеризуется потерей давления на определенном участке т.е. - это удельные потери напора на единицу длины.
Гидравлический уклон зависит от давления в начале участка и в конце участка, и от протяженности участка.
При аварийных ситуациях: порыв (утечка), давление падает в точке порыва пропорционально диаметру порыва, волна падения давления распростроняется вдоль трубопровода в обе стороны, постепенно угасая, затем режим устанавливается.
При обнаружении утечки, необходимо остановить НПС до порыва, а максимально долго держать в работе НПС после порыва.
Самопроизвольное закрытие линейной задвижки — давление до задвижки быстро поднимается с риском разрушения трубы, после задвижки — падает с риском остановки последующей НПС.
При аварийной остановке НПС — давление до станции возрастает с волной на предыдущие НПС, риск остановки по предельному давлению на нагнетании и максимальному перепаду давления, давление после НПС падает с волной на следующие НПС, риск остановки НПС по предельному давлению на приеме НПС и максимальному перепаду.
- Действия оператора при затоплении в насосном зале. Алгоритм отработки автоматики.
Основной задачей оперативного персонала при аварийной ситуации является её — локализация. При поступлении сигнала об аварийной ситуации, оператор НППС делает оценку и анализ ситуации и приступает к выполнению мероприятий по её локализации.
- Необходимо зафиксировать время обнаружения;
- Необходимо зафиксировать способ обнаружения (когда и где выпал блинкер, какое загорелось табло, какое содержание строки на мониторе);
- При поступлении информации от обслуживающего персонала (Ф.И.О. и должность сообщившего)
- Проконтролировать выполнение системой автоматики заложенного алгоритма (отключение оборудования, закрытие задвижек, включение необходимых вспомогательных систем обеспечивающих локализацию аварии)
- Сообщить диспетчеру РДП, в пожарную часть, руководству НПС
- Принять все меры к эвакуации людей находящихся на аварийном объекте
- Приступить к локализации аварийной ситуации.
Алгоритм отработки автоматики.
- визуальная и звуковая сигнализация в операторной (МДП). Опер-е сообщение в РДП, ТДП
- Автоматическое закрытие секущей задвижки узла подключения объекта нефтедобычи, отключение насосов, обеспечивающих подкачку нефти от объектов нефтедобычи.
- Задвижки на линиях приема нефти в РП из МН не закрываются
С выдержкой времени 5 секунд:
- Последовательное отключение всех МНА(в том числе на МНС, работающих совместно с отключаемой ПНС)
После подтверждения отключения МНА:
- Одновременное отключение всех ПНА
- Отключение маслонасосов, насосов откачки из емкости сбора утечек, насосов оборотного водоснабжения
- Закрытие всех агрегатных задвижек (вход и выход) остановленных МНА, ПНА, закрытие задвижек м/ду ПНС и МНС, выходной задвижки подключения МНС к МН.
- Обязанности оператора НППС при поступлении сигнала об отклонении фактических параметров работы оборудования от нормативных.
Действия оператора определяются «Регламентом организации контроля за нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ, и ОАО МН»
Фактический параметр — это реальное зафиксированное приборами значение контролируемой величины
Нормативно-технологический параметр — это параметр который устанавливается правилами эксплуатации МН, ГОСТами, проектами, технологическими картами, регламентами, РД, актами госповерок.
Отклонение — это есть выход факического параметра за границы установленных пределов.
При отклонении фактических параметров от нормативных, оператор обязан:
1. Принять меры к обеспечению нормальной работы НПС;
2. Доложить о происшедшем: диспетчеру РДП, главным специалистам по направлениям (ОГМ с 1-3, 6-11; ОГЭ с 4,5, 12-14, 17, 19; ЛЭС с 15, 16, 18, 20, 21; АСУ с 20-27; СБ с 15,16, 19-21); начальнику НПС
3. Выполнить запись о проишедшем в оперативном журнале и журнале событий и принимаемых мер при отклонении фактических параметров от нормативных;
4. Доложить диспетчеру РДП о причинах отклонения и принятых мерах на основании сообщений главных специалистов НПС.
Если в течение смены отсутствовали отклонения, оператор НППС обязан сделать об этом следующую запись: «отклонений фактических параметров от нормативных значений (с указанием времени смены) — не наблюдались».
О снижении давления до 0,5 кг/см2 или о повышении до 2 кг/см2 от установленного давления, не обусловленного технологическими процессами, оператор НППС сообщает диспетчеру РДП, который в течение 10 минут совместно с другими операторами НППС выясняет причину. О результатах выяснения причин диспетчер РДП и ТДП докладывают руководству. Решение об остановке перекачки нефти принимает гл.инженер ОАО МН.
О снижении давления более 0,5 кг/см2 от установленного давления, не обусловленного технологическими процессами, оператор НППС сообщает диспетчеру РДП.
Диспетчер РДП обязан:
- немедленно остановить перекачку нефти на технологическом участке (при отсутствии ТУ дать команду оператору на остановку НПС)
- закрыть линейные задвижки и локализовать место предпологаемого выхода нефти (при отсутствии ТУ направить бригаду работников ЛЭС для закрытия задвижек)
- в срок до 5 минут сообщить диспетчеру ТДП;
- приступить к выяснению причины снижения давления;
- направить и контролировать продвижение по трассе бригаду ЛЭС для проведения обследования;
- действовать в соответствии с ПЛВА.
О повышении более 2 кг/см2 от установленного давления, не обусловленного технологическими процессами, оператор НППС сообщает диспетчеру РДП.
Диспетчер РДП обязан:
- немедленно остановить перекачку нефти на технологическом участке (при отсутствии ТУ дать команду оператору на остановку НПС)
- с помощью телемеханики определить место предпологаемого повышения давления;
- в срок до 5 минут сообщить диспетчеру ТДП;
- приступить к выяснению причины повышения давления;
- действовать
. Б-4
- Изменение эффективности работы нефтепровода. Очистка его внутренней полости. Разновидности внутритрубных устройств.
По мере эксплуатации нефтепровода коэффициент эффективности уменьшается за счет увеличения фактических потерь. Косвенным фактором увеличивающим фактические потери понижающие коэф-ент эффек-ти является:
1. Отложение парафина на стенках нефтепровода
В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением парафина, воды, паров, газа и механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к расту гидравлических сопротивлений трубопровода, что приводит к снижению значения коэф-та эффективности работы нефтепровода.
Основными факторами, влияющими на отложение парафина, являются:
- физико-химические свойства перекачиваемой нефти
-изменение температурного режима перекачки нефти (охлаждение) по труб-ду.
Отложение парафина вдоль нефт-да распологается неравномерно. На начальном участке, где темп-ра выше температуры начала кристализации парафина, его отложения незначительны. Далее при снижении температуры парафин начинает интенсивно выпадать и отложения его становятся существенными. Затем толщина отложений парафина по длине нефт-да уменьшится, т.к. нефть движется уже с почти постоянной температурой, примерно равной температуре окр-го грунта. Особенно интенсивно отложение парафина идет при остановках нефтепровода. Отложение парафина по сечению трубы также происходит неравномерно. В нижней части парафина откладывается меньше, чем в верхней и на боковых образующих. Это объясняется тем, что пластовая вода, содержащаяся в нефти, препятствует отложению парафина, а мех.примеси, попадающие в нефть, сдирают со стенок отложившийся парафин. При перекачке парафинистых нефтей иногда проводят профилактические мероприятия по предотвращению образования отложений парафина:
- термообработка (нагрев) высокопарафинистой нефти;
- разбавление высокопарафинистой нефти малопарафинистой;
- добавка к высокопарафинистой нефти специальных присадок, сжижающих нефть, т.е.уменьшающих вязкость и отложение парафина на стенках труб-да.
2. Отложение в пониженных местах трассы нефтепровода воды и механических примесей, а в повышенных местах трассы образование скоплений газа и паров приводят также к снижению эффективности работы нефтепровода.
В местах образования этих скоплений происходит сужение живого сечения трубопровода. В суженных местах создается большое сопротивление, на преодоление которого расходуется значительный напор, развиваемый насосом.
- скопление паров и газов из трубопровода можно удалить ч/з вантузы, смонтированные на повышенных местах трассы;
- газовые скопления можно удалить также путем создания определенной скорости перекачки нефти, при которой пузырьки газа и пара захватываются ею и уносятся на конечный пункт трубопровода в резервуары.
- отложение воды и мех.примесей можно удалить из труб-да также путем создания определенной скорости перекачки нефти, при которой эти отложения бузут выноситься в резервуары (путем залповой прокачки).
- для одновременного удаления отложения парафина, воды, мех.примесей и скопление газа и пара по нему пропускаются очистные устройства различного типа.
Оптимальная периодичность пропуска ОУ на том или ином участке МН зависит от следующих факторов:
- физико-химических свойств перекачиваемой нефти;
- температурного и гидравлического режима её перекачки по нефтепроводу;
- от конструктивной схемы прокладки нефтепровода;
- от рельефа трассы нефтепровода.
Загрязнение нефтепровода вызывает снижение пропускной способности или увеличение расходов на перекачку, причем, чем больше интервал м/ду пропусками ОУ. Оптимальная периодичность пропуска ОУ соответствует варианту, когда сумма дополнительных затрат от загрязнения нефтепровода и приведение затрат на пропуск ОУ будет минимальна.
Внутритрубные устройства делятся на ОУ и ВИС.
- Пуск,прием и пропуск ВИС, ВТУ, ОУ с остановкой и без остановки НПС.
ОУ пропускают для очистки внутренней полости трубопровода по плану и с той же целью перед пропуском ВИС.
ОУ серии СКР-1, СКР-1-1, СКР-2, СКР-3.
СКР-1 с чистящими дисками стандартный.
СКР-1-1 сцепка с щеточными и чистящими дисками
СКР-2 двухсекционный с щеточными и чистящими дисками с подпружиненными щетками
СКР-3 это магнитный скребок с чистящими дисками и магнитными щетками
Внутритрубная диагностика проводится в четыре этапа:
I этап — определяются дефекты нефтепровода с помощью «профиллеимеров»(вмятины, гофры, овальности);
II этап — выявление дефектов стенки труб-да с применением ультразвуковых снарядов «Ультраскан» (царапины, трещины, расслоения);
III этап — выявление дефектов сварных швов с помощью «Магнитоскана»
IV этап — выявление пробоев сварных швов с помощью «Ультраскана»
Операции по приему, пуску и пропуску СОД производятся строго по инструкции. На период проведения работ разрабатываются мероприятия по пропуску СОД. Перед запуском СОД в обязательном порядке визуально проверяется степень открытия и закрытия задвижек. Полнота открытия проверяется по шаблону (специальные мерные линейки).
На каждый пропуск СОД должна быть разрешающая факсограмма за подписью гл.инженера ОАО МН с указанием:
- участка пропуска снаряда;
- даты пуска;
- наличие приборов обнаружения снаряда;
- минимальной и максимальной скорости продвижения снаряда;
- необходимость сопровождения бригадой ЛЭС.
Телефонограммой за подписью начальника НПС оператор НППС сообщает диспетчеру РДП о готовности к запуску снаряда. Телефонограмма отправляется только после:
- получения письменной информации от бригады ЛЭС о запасовке снаряда;
- визуальной проверки степени открытия запорной арматуры на ЛЧ и технологии НПС;
- подготовки соотв-го режима работы НПС;
- проверки работ-ти канала связи с бригадой сопровождения.