Краткое описание работы системы

Первичная информация о технологических параметрах, параметрах состояния оборудования, поме­щений НПС, окружающей среды формируется с помощью аналоговых измерительных приборов (датчиков давления, перепада давления, температуры, вибрации, силы тока, уровня).

Далее она поступает на модули ввода контроллера. В контроллере сигналы преобразуются в цифро­вой код, на основании этих данных, контроллер исполняет свою логику и выдает управляющее воздействие. Через определенный промежуток времени, контроллер вновь опрашивает свои входы и повторяет цикл сво­ей работы с уже обновленными данными и так далее,таким образом контроллер работает циклически. Вре­мя исполнения одного цикла логики контроллера- называется временем сканирования.

Собранные от датчиков данные о состоянии управляемого объекта, контроллер по линии связи периодически передает рабочей станции ВУ(высший уровень). Там они в удобной для восприятия форме предоставляются оператору. В уровень представления информации также входят средства аварийного управления оборудованием такие как БРУ, позволяющие отключить агрегаты при неисправности контролле­ра управления.

 

	РДП

	Верхний уровень управления
		АРМ оператора

модем

модем

Система отображения

		контроллер
	Средний уровень управления

Вторичные приборы

(УСО, БРУ)

Обработка данных

Нижний уровень управления

Датчики

Исполнительные

Механизмы

 

1. Аварийные защиты магистрального насосного агрегата.

Закр. +АВР	Закр. без АВР	Без закрытия с АВР	Без закр. без АВР
Осевое смещен-ие радиально-упорного подши-пника	1. Повышенные утечки ч/з торц. уплотнения   2. Остановка НА кнопкой «СТОП» (н/з, эл.зал, ЗРУ, БРУАЗ)	Авар-ая t подш-ков агрегата и корпуса насоса	Не выполнена про­грамма пуска
Авар-ая t обмоток статора эл.двигателя
Авар-ая вибрация
Минимальное давл-ие масла на выходе агр-та	Несанкц-ное состоя­ние ВВ
Авар-но-мин-ое давл-е охлажд.воды эл.двиг.
Авар-но-мин-ое избыт-е давл-е воздуха в кор­пусе эл.двигателя
Эл.защита эл.двигателя (кроме АЧР)
Несанкци-ное изменение агрег. задвижек
Неиспр-ть приборов защит контроля вибр. и t
Отсутствие питания в схемах защиты

 

Б-6

1. Технологические защиты НПС.

При рабте технол.участка МН в режиме «из насоса в насос» технологическая защита не допускает измене­ние давления:

- на приеме НПС ниже нормативно-технологического, исходя из условий кавитации МН.

- на выходе НПС выше нормативно-технологического, исходя из условий прочности т\провода

- на выходе насосов выше нормативно-технологического, исходя из условий прочности т\провода

В ОАО «ТН» для регулирования давления на приеме и выходе НПС исользуется метод дросселирования, в результате чего возникает необходимость контролировать давление нагнетания насосов (давление в коллек­торе). Технологическая защита не допускает повышение давления на выходе насосов выше нормативно-тех­нологического, исходя из условий прочности т\провода коллектора. В процессе регулирования давления на заслонах создается перепад давления, который может привести к закрытию заслонок, для предотвращения этого явления предусмотрена технологическая защита по максимальному перепаду давления (15-20 кг\см² ) на регулирующих заслонках.

Технологическая защита НПС имеет две ступени срабатывания:

- 1 ступень (предельное значение давления) предусматривает отключение первого по ходу НА

- 2 ступень ( аварийные значения давления) предусматривает поочередное или одновременное отклю­чение насосных агрегатов

Технологическая защита «Максимальное давление по перепаду на регулирующих заслонках» имеет одну ступень-предельное значение с выдержкой времени до 15секунд.

 

1. Организация приема и раскачки нефти на головной НПС.

Технологическая схема ГНПС предусматривает следующие технологические операции:

- прием нефти с нефтяных промыслов в РП;

- отбор нефти из РП и подачи ее в нефтепровод;

- одновременное ведение приема нефти и подачи ее в нефтепровод;

Режим работы станции может осуществляться по следующим схемам:

- перекачка «через РП» в одну группу резервуаров нефть поступает из другой группы резервуаров идет откачка;

- перекачка «по резервуарно», т.е. в один резервуар нефть поступает, из другого идет откачка;

- перекачка «с подключенной емкостью», что позволяет компенсировать неравномерность поступле­ния нефти и ее откачки.

Суммарный, полезный объем резервуарных парков составляет:

- для ГНПС МН — 2-3 суточного объема перекачки;

- для ГНПС эксплуатационного участка — 0,3-0,5 суточного объема перекачки;

- для ГНПС эксплуатационного участка, где проводятся приемо-сдаточные операции - 1-1,5 суточно­го объема перекачки.

1. Объем автоматизации маслосистемы по схеме автоматизации.

Маслосистема — предназначена, для бесперебойной подачи масла на подшипники насосного агрега­та.

Маслобаки — для сбора масла с подшипников. В маслобаках масло охлаждается, отделяются мех­примеси.

В маслобаках конролируется уровень масла с помощью реле уровня LS 01 и LS 02;

Для контроля работы маслонасосов устанавливаются реле давления PS 01 и PS 02;

При выходе из строя основного маслонасоса, включается резервный;

По месту, в маслобаке, работу маслонасосов можно контролировать с помощью манометров PI 01 и PI 02;

Степень засоренности определяется с помощью датчиков перепада давлений PDT 01 и PDT 02;

Датчик температуры ТТ 01 контролирует температуру масла поступающего на подшипники.

В помещении маслоблока контролируется: степень загазованности (датчик QE 01), наличие пожара (ТЕ 13). При пожаре или аварийной загазованности загарается табло Н 01 «Газ не входи» или «По­жар не входи».

Затоление в маслоприямке контролируется с помощью реле уровня LS 03.

МН.

 

 

Б-7

1. Устройство насоса типа НМ.

НМ 10000 -210 (насос нефтяной магистральный, 10000м³ /ч-производительность, 210 м-напор) — это центробежный одноступенчатый, горизонтальный, с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двхзавидковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Предназначены для транспортировки нефти и нефтепродуктов с t от -5 до +80°С; с содержанием мех.примесей до 0,05% по объему и размером частиц до 0,2 мм.

Уравновешивание осевых и поперечных сил возникающих в насосе, осуществляется за счет двухсто­ронненг подвода жидкости к рабочему колесу и двухзавитковог о отвода жидкости от рабочего коле­са. Остаточные неуровновешенные силы воспринимаются спаренными радиально-упорными шарико подшипниками.

Ротор насоса состоит из вала и рабочего колеса. Концевые уплотнения ротора механические торцо­вые, охлождение и разгрузка их осуществляется за счет прокачивания перекачиваемой жидкости им­пеллером ч/з камеру торцевого уплотнения. Импеллерные втулки имеют различную винтовую нарез­ку. Левую со стороны эл.двигателя, и правую со стороны РУП (радиально-упорного подшипника). Опорами ротора являются подшипники сколжения, смазка их принудительно-жидкостная. Соедине­ние насоса с эл.двигателем может быть промвальным (промежуточный вал) и безпромвальным. Для передачи крутящего момента применяются зубчатые или упруго-пластинчатые муфты.

На насосе предусмотрены места для установки приборов дистанционного контроля: t подшипников, утечки жидкости ч/з торцевые уплотнения, t перекачиваемой жидкости, давление на входе и выходе насоса, осевого сдвига ротора, вибрации.

НМ укомплектованы средствами КИП и А, которые обеспечивают: дистанционный пуск, остановку, контроль параметров, предупредительно-аварийную сигнализацию и блокировку при аварийных ре­жимах.

 

 

1. Действия оператора при возникновении несчастного случая. Порядок проведения массажа сердца и искусственного дыхания

а)Освободить пострадавшего от травмирующего фактора. Оказать ему доврачебную помощь.

Вызвать 03 или отправить к ним.

б)Сообщить вышестоящему руководству о случившемся

в)На месте происшествия зафиксировать ситуацию, различными методами и способами (покзания очевидцев, составление схем, эскизов, любой вид съемки).

При отсутствии у пострадавшего сердцебиения необходимо одновременно с искусственным дыхани­ем проводить непрямой массаж сердца для поддержания кровообращения в организме и восстанов­ления самостоятельной деятельности сердца. Пострадавшего уложить спиной на жесткую поверх­ность, обнажить у него грудную клетку, снять пояс. Одно временно с искусственным массажем серд­ца проводят искусственное дыхание. Вдувание надо делать в промежутках между надавливаниями. Если оказывает помощь один спасатель то 2 — 15 (2 вдувания 15 нажатий), если помощь оказывает группа спасателей то 2 — 5.

1. Объем автоматизации насосного агрегата по схеме автоматизации.

Насосный агрегат является основной частью нефтеперекачивающей станции и состоит из центро­бежного, эл.двигателя, технологического трубопровода приемной задвижки, выкидной задвижки и обратного клпана. Соединени насоса и эл.двигате6ля выполнено без промежуточного вала. Изоляция н/зала от эл.зала осуществляется за счет сохдания воздушной завесы в беспромвальном соединении. П одача масла на подшипники насоса и эл.двигателя раздельная.

На приборном щите, который распологается в н/зале, устанавливаются следующие приборы и датчики:

- манометры, контролирующие давление приема (PI-01) и нагнетание насосного агрегата (PI-02);

- датчик давления контролирующий давление нагнетания НА (РТ-01);

- кнопка «Аварийная остановка НА» (SB-01);

- приборы, контролирующие давление масла, которое поступает на подшипники насоса:

l реле давления (PS-01);

l манометр (PI-03);

l датчик давления (РТ-02);

На приборном щите, который распологается в эл.зале, устанавливаются следующие приборы и

датчики:

- приборы контролирующие давление масла, которое поступает на подшипники эл.двигателя:

- реле давления (PS-01);

- манометр (PI-01);

- датчик давления (РТ-01);

- реле давления (PS-03), контролирующее давление воздуха в беспромвальной камере;

- манометр (PI-02), контролирующий давление воздуха в беспромвальной камере;

- кнопка «Аварийная остановка НА» (SB-01);

Пуск и остановка агрегата производится с помощью масляного или вакуумного выключателя (NSA), который расположен в ЗРУ. Время работы НА контролируется прибором (KIT).

Управление задвижками осуществляется магнитным пускателем (NSA)/

Повышенные утечки нефти из торцевых уплотнений контролируются с помощью реле уровня (LS11).

Контроль вибрации осуществляется датчиками (SE), ч/з блок согласования (ST01), (ST02), располо­женными на стойке и ч/з блоки (ST01), (ST02), расположенные на стойке.

Датчики температуры (ТЕ), контролирует температуры подшипников НА. Датчик (EIT) контролирует ток нагрузки эл.двигателя.

 

 

Б-8

1. Система измерения уровня TRL\2 фирмы SAAB. Принцип работы радиоволнового уровнемера.

Представляет собой систему контроля и измерения уровня объема и массы продукта в резервуарах. Эта система может взаимодействовать с различными датчиками, такими как:

- датчик температуры;

- датчик давления

осуществляя полный контроль над содержимым резервуара.

Устройство TRL\2 постоянно накапливает и обрабатывает поступающую информацию. При получе­нии запроса об информации, немедленно посылается ответ с обновленными данными. Устройства системы связываются м/ду собой по полевой шине.

RTG — радарный уровнемер — это автономное взрывозащищенное устройство, измеряющее уро­вень в рез-ре. В нем же обрабатывается информация с датчиков (до 32 шт.)

DAU — модуль сбора данных, бывает подчиненный и независимый (до 32 шт)

FCU — модуль полевого соединения — это это концентратор данных и шлюз м/ду полевой и группо­вой шинами

FBM — модем полевой шины, используется для подключения компьютера.

 

Принцип действия:

Fпер.

Fпр.

Fпер.- частота передаваемая

Fпр. - частота принемаемая

Уровнемер непрерывно излучает эл.магнитные излучения в диапозоне 10 Ггц, частота сигнала постоянно меняется по времени, плотность излучения не более 1 миливатт/см² . Уровнемер TRL\2 производит 6 изме­рений в секунду, и перед каждым измерением прибор сам себя поверяет. Поэтому фирма производитель га­рантирует, что прибор не нужно поверять в течение всей его службы (до 65 лет).

1. Объем автоматизации системы подпорной вентиляции по схеме автоматизации.

Подпорная вентиляция, предназначена для создания избыточного давления воздуха в эл.зале. За счет этого предотвращается проникновения взрывоопасных газов из насосного зала в эл.зал в случае нарушения герметичности разделительной стены.

На схеме представлен объем автоматизации системы подпорной вентиляции воздушных камер беспромвальных установок.

Система установлена в общем укрытии магистральных насосных агрегатов, в отделении эл.двигателей.

Вентиляторы работают в режиме АВР.

Позиция 1

- реле давления (PS), контролирующее давление воздуха в беспромвальной камере (РС 1053 индификатор, 105 магистральный агрегат, 3 — максимальное значение).

Позиция 2

- реле давления (PS 02) и манометр давления (PI 02) контролируют давление приточно-вытяжного вентилятора 2 (РС 6223 индификатор, 622 прит.-вытяж. вентиляция МНС, 3 — максимальное значение).

Позиция 3

- реле давления (PS 01) и манометр давления (PI 01) контролируют давление приточно-вытяжного вентилятора 1 (РС 6313 индификатор, 631 система вентиляции камер беспр-ой установки МНС, 3 — максимальное значение).

Пуск и остановка вентиляторов производится с помощью высоковольтного выключателя (NSA), который установлен в ЗРУ.

 

1. Действия оператора при аварийной загазованности 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.

При ситуации «Аварийная загазованность» происходит:

- визуальная и звуковая сигнализация в операторной (МДП). Опер-е сообщение в РДП, ТДП

- Включение вытяжного вентилятора помещения н/зала, находящегося в режиме «автоматический резервный». После снижения загозованности ниже предельного уровня вентилятор продолжает ра­ботать и отключается через 15 минут.

- 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

- Включается табло «ГАЗ» внутри и снаружи помещения, звуковая сигнализация в помещении и на территрории.

- 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

- Закрытие всех агрегатных задвижек (вход и выход) остановленных МНА, ПНА, закрытие задвижек м/ду ПНС и МНС, выходной задвижки подключения МНС к МН.

 

Б-9

1. Оборудование РВС, его технологическая обвязка.

Для повышения надежной и безопасной эксплуатации резервуаров, увеличения срока их службы и сокращения потерь от испарения на резервуарах устанавливается следующее оборудование:

1. подемные лестницы — шахтного типа — устанавливаются на отдельный фундамент.

2. дыхательный клапан (устанавливаются на резервуарах со стационарной крышей)

3. предохранительный клапан (устанавливаются на резервуарах со стационарной крышей)

4. вентиляционные патрубки (устанавливаются на резервуарах с пантоном)

5. диски отражатели (устанавливаются под дыхательным клапаном)

6. люки световые (находится на крыше резервуара и служат для освещения и вентиляции внутрен­ней полости резервуара во время кап.ремонта. Если резервуар нажлдится в эксплуатации, то эти люки должны быть герметично закрыты)

7. люк замерный (находится на крыше резервуара и служит для ручного замера уровня нефти отбо­ра проб и замера уровня подтоварной воды и донных отложений).

8. люк лаз (находится в нижнем поясе резервуара, служит для проникновения внутрь резервуара ре­монтного персонала во время кап.ремонта.Если резервуар нажлдится в эксплуатации, то эти люки должны быть герметично закрыты. В одном из этих люков, а обычно их 2- устанавливается устрой­ство размыва донных отложений «ДИОГЕН»)

9. сифонный кран (устанавливается в нижнем поясе резервуара и служит для слива подтоварной воды, имеет 3 положения: рабочее- труба вниз, не рабочее -труба в середине, промывка — тркба вверх.)

10. ПРП (Приемо Раздадочный Патрубок) или ПРУ (Приемо Раздаточное Устройство) -(устанавли­ваются на нижнем поясе резервуара в количестве от1-го до 4-х.

На ПРП устанавливаются хлопушки, которые находятся внутри резервуара, они предупреждают утечки нефти при повреждениях ПРП.

На ПРУ устанавливаются поворотные заслонки, которые находятся внутри ПРП между коренной за­движкой и стенкой резервуара. При установке ПРУ решаются следующие задачи:

- увеличивается полезная вместимость.

- снижается интенсивность донных отлжений

- увеличиваются сроки службы первого пояса - (сварной шов) и днища резервуаров за счет уменьше­ния зоны коррозионой активности донного осадка.

11. система размыва донных отложений (бывает два способа размыва: с помощью размывающих головок и с помощью устройства «ДИОГЕН»)

12. уравнемеры дистанционного типа (бывают: поплавковые типа КОР-ВОЛ, радарные типа «SAAB Tanc Radar » и ультразвуковые)

13. Стационарные пробоотборники сниженного типа (отбор проб внизу резервуара)

14. Газоуровнительная система (ГУС)- предназначена для сокращения потерь нефти от испарения, путем уравновешивания паров нефти вытесняемых из заполненных рез-ов.

15. Системы и средства пож.тушения и орошения

16. Система молниезащиты (наиболее эффективна троссовая защита)

17. Система защиты резервуаров от коррозии (покраска резервуаров внутри и снаружи, оцинковыва­ние, катодная и протекторная защита- КИК)

18. Система защиты резервуара от статического электричества (заземление)

1. Дыхательные и предохранительные клапаны РВС. Их назначение и принцип действия.

Дыхательные клапаны — предназначены для реглирования давления в газовом прстранстве резер­вуара в заданных пределах (от давления избыточного до давления вакуума) путем периодического его сообщения с атмосферой. В настоящее время применяют КДС (Клапан Дыхательный Совмещен­ный). Принцип работы: клапан типа КДС представляет собой камеру, постоянно сообщающуюся с газовым пространством резервуара и обордованную одной или двумя клапанными тарелками давле­ния и четырьмя вакуумными тарелками.

При повышении давления (при поступлении нефти в резервуар) в газовом пространстве резервуара до расчетного значения, происходит подъем верхних клапанов и выброс паровоздушной смеси в атмо­сферу.

При понижении давления, клапан возвращается в исходное положение.

При возникновении вакуума (при откачке) в газовом пространстве резервуара происходит открытие четырех бокоых тарелок и воздух входит внутрь резервуара.

Предохранительные дыхательные клапаны — предназначены для ограничения избыточного дав­ления и вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а также если сечение дыхательного клапана,окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха.

Чтобы предохранительные клапаны не работали одновременно с дыхательными их настраивают на срабатывание при давлении избыточном и вакууме на 10% превышающее расчетное значение.

1. Объем автоматизации системы откачки утечек по схеме автоматизации.

Система откачки утечек — относится к промышленной канализации, вспомогательные трубопровро­ды

- вывод в ремонт техоборудования

- сбор нефти из камер утечек насосных агрегатов (пропуск торцевых уплотненй), при подготовке агрегата к пуску (ГНПС и ПНПС)

- на ГНПС откачка в один РВС

- на ПНПС система утечек объединяется с системой сброса ударной волны. При срабатывании систе­мы гашения ударной волны нефть поступает в специальную емкость. На некоторых НПС сбор утечек нефти из торцевых уплотненй, дренаж нефти из оборудования и сброс энергии ударной вол­ны поступает в одну емкость, ЕП-500м.куб.

Существует два варианта реализации системы откачки утечек:

Система с раздельными емкостями — (два способа): I- на прием центробежного насоса откачки утечек, а затем в коллектор приема НПС (участок трубопровода имеющий наименьшее давление);

II- в емкость сброса ударной волны, а при максимальном уровне в этой емкости с помощью насосов откачки на прием НПС

Система с использованием общей емкости — откачка нефти из ёмкости производится погружны­ми насосами непосредственно в коллектор приёма НПС. Количество этих насосов составляет три или четыре, они способны развить давление, превышающее давление приема НПС. На трубопроводе подачи нефти в коллектор приема НПС устанавливается обратный клапан, который предотвращает поступление нефти из приемного коллектора в систему откачки утечек.

Насосы работают в автоматическом режиме: включение происходит при достижении макс-го уровня в емкостях, отключение при миним-ом уровне. При отказе в работе основного насоса вклю­чается резервный насос, для этой цели на выходе каждого насоса устанавливается реле давления (PS 01 и PS 02). Резервный насос может включаться параллельно основному, работающему в том случае, когда в течение определенного времени понижения уровня не происходит.

Уровень в емкостях сбора утечек контролирует реле уровня (LS 01 и LS 02).

При максимальных, аварийных уровнях в емкостях дается команда на аварийную остановку НПС.

 

 

Б-10

1. Ситема контроля и загазованности «СКЗ-12-Ех». Принцип измерения концентрации и органы управления.

Установка средств контроля загазованности на объектах МН — одна из важнейших мер по предот­вращению взрывов в случаях возможного образования взрывоопасной смеси паров нефти и воздуха из-за аварий или неисправности технологического оборудования нефтепроводов.

Основные критерии «СКЗ-12-Ех»:

- пригодность к эксплуатации в условии магистральных нефтепроводов;

- высокая надежность обеспечиваемая: • распределенной структурой,когда датчики загаз-ти

подключаются к пульту по отдельному каналу связи;

• линия связи защищена от перенапряжений;

• устойчивость к высоковольтным и высокочастотным

помехам;

• отсутствием ложных срабатываний;

• развитой внутренней самодиагностикой канальног модуля;

• использование интеллектуальных датчиков газоанал-ров;

• высокой ремонтопригодностью;

- высокие эксплуатационные характеристики;

- возможность интеграции системы (т.е. как с релейными так и с микропроцессорными);

- большой срок службы (не менее 10 лет) замена зарубежных ч/з каждые три года;

- более низкая стоимость системы по сравнению с зарубежными аналогами.

Назначение «СКЗ-12-Ех»: -непрерывное измерение уровней загазованности атмосферы парами уг­леводородов как в помещении так и на воздухе в близи технологического оборудования насосных станций МН, РП, наливных эстакад. Выдача предупредительной и аварийной сигнализации о дости­жении значений заданных уставок для реализации программ автоматического включения аварийной вентиляции. Определения уровня загрязнения атмосферы рабочих и санитарных зон промышленных предприятий. Обнаружение утечек в сосудах, продукта-газопроводах, хранилищах, а также техноло­гического оборудования.

Принцип действия «СКЗ-12-Ех»: в этой системе контакт с исследуемой средой осуществляет дат­чик загазованности. В датчике использован оптико-абсорбционный метод анализа газовоздушной среды, основанный на измерении поглощения инфракрасного излучения анализируемым газом с применением интерфереционных фильтров. В качестве источника инфракрасного излучения исполь­зуется охлаждаемая диодная матрица. Излучение от источника проходит ч/з измерительную камеру с анализируемой средой, отражается от сферического зеркала и принимается приемником излучения. В качестве приемника используется двухканальный охлаждаемый элемент с применением узкопо­лосных интероференционных фильтров. Первый канал является измеритель-ным, регистрирует поглащение инфракрасного излучения анализируемой средой. Второй канал — опорный. Разность м/ду сигналами измерительного и опорного канала, приведенная к опорному каналу, регистрируется микропроцессорным контроллером датчика и преобразуется в необходимый формат вывода на инди­катор датчика и для трансляции в канальный модуль КМ — 01.

 

1. Объем автоматизации системы 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.

1. Требования к организации и проведению газоопасных работ.

Газоопасные работы — это такие работы, которые выполняются в загозованной среде, или при вы­полнении их возможен внезапный выход газа или содержание кислорода на месте проведения работ менее 20% по объему, к ним относят:

-работы по осмотру, ремонту, диагностике оборудования, связанные с его разгерметизацией, а также работы в аппаратах, агрегатах, резервуарах, котлованах, траншеях, в колодцах и приямках.

Полный перечень газоопасных работ указан в приложении к регламенту, кроме того каждое ОАО на год текущий составляет и утверждает свои перечни всех видов работ.

При разности газоопасных работ существуют общие меры безопасности при их подготовке и прове­дении:

1. работы выполняются на основании типовой инструкции Ростехнадзора, Стандарта Правил По­ж.безопасности для АК «Траснефть», своих инструкций разработанных в каждом управлении.

2. работы выполняются бригадой составом не менее 2-х исполнителей (при проведении работ в котлованах, траншеях, аппаратах, агрегатах, резервуарах не менее 3-х исполнителей под руко­водством ответственного лица по н-допуску.

3. спецодежда, обувь, приспособления и инструменты при работе не должны давать искры.

4. на готове должны быть средства инд.защиты (противогазы).

5. газоопасные работы должны проводиться в светлое время суток. При применении эл.освещения оно должно быть во взрывозащищенном исполнении, напряжением не более 12В.

6. газоопасные работы допускается проводить при концентрациях не выше ПДВК.

Поэтому при работе обязателен анализ воздушной седы. Места отбора проб и периодичность анали­за указывается при выписке н-допуска, но согласно регламента анализ обязателен:

- после подготовки объекта работ,

- перед началом проведения работ

- после любого перерыва

- а также в течении работы не реже,чем через 1 час

Дополнительный анализ может потребовать в любой момент:

- исполнитель

- ответственный за подготовку и проведение работ

- пожарная служба

7. во время работы не курить, не допускать посторонних лиц, открытый огонь, место работы огра­ждать и вентилировать.

 

Б-11

1. Задвижки, их конструктивное исполнение.

Задвижка — это запорное устройство в котором запорный элемент (затвор) при закрытии и открытии проходного сечения перемещается перпендикулярно к направлению движения рабочей среды. Это перемещение осуществляется при помощи системы (винт — гайка т.е. резьбовой пары). Задвижки устанавливаются на труб-ах Ду- от 50 до 2000мм, давлением от 4 до 200 кгс/см² и температурах экс­плуатации до + 450°С.

В зависимости от конструкции резьбовой пары, задвижки бывают с выдвижным и не выдвижным шпинделем.

В зависимости от геометрической формы затвора задвижки подразделяются на клиновые и парал­лельные (шиберные).

Клиновые — в зависимости от способа обеспечения герметичности, подразделяются на III типа:

- задвижки с цельным жестким клином;

-задвижки с упругим клином;

-задвижки с составным клином.

Параллельные подразделяются на однодисковые и двухдисковые.

1. Содержание технологических карт НПС.

Согласно регламента разработки технологических карт и режимов работы МН, существуют следую­щие технологические карты:

l Тех-кая карта защит нефтепроводов, согласно регламента находится в диспетчерской РДП и опера­торной;

l Карта техн-их режимов МН;

l Плановые тех-ие режимы МН на год;

l Плановые работы МН на месяц;

l Технологические карты резервуаров и РП

Карта тех-их режимов разрабатывается для каждого технологического участка, для каждого пара­метра и периода года, для любого физического состава нефти, если произв-ть режимов при по­стоянстве оборудования не отличается на 5%.

Состав карты режимов работы:

1. № режимов

2. производительность технологического участка (на год, сутки, 2 часа)

3. для каждой НПС, даются марка и кол-во НА, тип, схемы работы (посл-ная, парал-ная), давление на входе, в колл-ре, на выходе НПС, а также уставки защит на отключение НПС, мощность НА, для контрольной вязкости, плотности.

Основные параметры находятся в техн-ой карте защит нефтепровода.

Для каждого нефтепровода и номера техн-кого режима, на каждой НПС, прописаны давления:

1. максималоно-допустимое проходящее давление

2. давление на приеме станции (мах.допустимое при работ-ей НПС, запрет запуска, мин.допустимое рабочее дав-е, уставки защит на отключение первого по ходу и на отключение всей НПС)

3. давл-е до регулирующих заслонок (давл-е мах.допус-е рабочее, мах.допус-е на отключение первого по ходу и всей станции) мах1, мах2

4. давление после рег-их заслонок (мах допустимое рабочее для САР, мах.допус-е на отключение пер­вого по ходу и всей станции)

- содержание плановых техн-их режимов МН для конкретного участка (на год)

- аналогично карте режимов работы МН на месяц, на сутки, на 2 часа

В карте указывается:

1. Период (число, часы, месяц) Пример: 1 января с 0⁰⁰ до 24⁰⁰ режим № 2

2. Пропускная способность за 2 часа: Пример: с 0⁰⁰ до 1⁰⁰ режим № 2, с 2⁰⁰ до 3⁰⁰ режим № 3 и т.д.

3. На каждой НПС (№НА, потребление эл.энергии в 1000кВт/час, мощность для каждого НА)

4. В целом на участок (потребление эл.энергии в 1000кВт/час, скммарная мощность).

Содержание тех-их карт на резры и РП:

l № рез-ра на техн-ой схеме

l тип резервуара (вертикальный, горизонтальный, подземный, наземный)

l Базовая высота (высотный трафарет), высота обсолютной отметки днища

l Высота врезки пенокамеры (чтобы не было перелива)

^l Высота мах и мин. допустимых уровней взливов нефти, объемы по этим уровням в м³

l Технологический остаток нефти в рез-ре

l Диаметр ПРП и расстояние от днища до верхней образующей ПРП

l Максим-ая про