Алгоритм отработки автоматики.




Б-1

  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.

НА №1
НА №2
НА №3
Н

НА №4

                               
         
               
 
 
 


1 2а 1а 2а 1 2 1 2

Q, м3

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)

 

НА №1
НА №2
НА №3
НА №4

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

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.

  1. 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.

 

  1. 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

  1. 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

  1. 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

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

 

 

в) г)

Н Н

 

Q, м3/ч Q, м3

 

 

  1. 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

  1. 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.

       
 
 
   

 

 


  1. 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.

 

  1. 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

  1. 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.

  1. 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.



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2018-09-16 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: