Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода

Для защиты магистрального нефтепровода от повышения давления в переходных процессах предусматриваются следующие защиты.

Защита, обеспечивающая:

- отключение одного насоса на МНС при превышении допустимого рабочего давления на выходе НПС на 0,2 МПа,

- отключение НПС при повышении давления в нефтепроводе до величины равной 1,09 от допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не более чем на 0,4 МПа от допустимого рабочего давления,

- сброс через предохранительные устройства, через ССВД или их комбинации нефти из магистрального трубопровода в специальные резервуары при повышении давления в трубопроводе. Давление настройки предохранительного клапана устанавливаемого на входе НПС с резервуарным парком для защиты технологического трубопровода резервуарного парка должно быть равно 0,55 МПа. При наличии системы измерения количества нефти это значение составляет 0,7 МПа. При этом максимальное рабочее давление в технологическом трубопроводе резервуарного парка должно быть не более 1,0 МПа.

- ССВД должна срабатывать при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 0,4 МПа от давления настройки ССВД, происходящем со скоростью выше 0,2 МПа/сек. Регулирующий клапан ССВД должен обеспечивать настройку скорости роста давления в диапазоне от 0,01 до 0,06 МПа/с. Давление в пневмоаккумуляторах должно определяться по расчету переходного процесса с учетом технической характеристики ССВД. На промежуточных насосных станциях с рабочим давлением на выходе НПС 6,3 МПа должна устанавливаться ССВД с горизонтальными подземными сбросными резервуарами. Необходимость установки ССВД должна определяться технико-экономическим расчетом.

В соответствии с РД-06.02-72.60.00-КТН-059-1-05 на всех НПС должна предусматриваться двухступенчатая (отключение отдельных насосов и станции в целом) защита по максимальному давлению на выходе станции. Ступени (контуры) защиты должны быть независимы друг от друга.

На НПС с резервуарным парком для защиты коммуникаций РП и подводящего нефтепровода предусматривается защита сбросом нефти в специальные резервуары через предохранительные устройства и через электроприводную задвижку.

Для нефтепровода с рабочим давлением на выходе НПС 10 МПа защита должна обеспечивать срабатывание предохранительных устройств для ограничения давления на входе НПС в случае ее отключения и одновременную передачу сигнала на отключение предыдущей НПС для ограничения объема сброса через предохранительные устройства.

Передача сигнала осуществляется по каналам телемеханики или (и) по специально выделенному каналу. Для повышения надежности передачи сигнала должно предусматриваться дублирование канала связи.

На промежуточных НПС с рабочим давлением на выходе НПС 10,0 МПа, где предусмотрен аварийный сброс нефти от предохранительных устройств, должны быть предусмотрены не менее двух отдельно выделенных вертикальных стальных резервуаров с полезной емкостью, обеспечивающей сброс с максимальной пропускной способностью в течение 1 часа.

Предельное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования) должно быть 1,05 допустимого рабочего давления на выходе НПС.

Аварийное максимальное давление на выходе НПС (после узла регулирования давления) должно быть 1,09 допустимого рабочего давления на выходе НПС, но не превышающее допустимое рабочее давление на выходе НПС более чем на 0,4 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 6,3 МПа и 0,7 МПа для НПС с рабочим давлением на выходе 10,0 МПа.

Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков

Резервуарные парки должны проектироваться в соответствии с указаниями 6.5.2. При необходимости проектируются дополнительные парки так, чтобы длина технологического участка не превышала:

- 600 км при регулировании давления на входе и выходе НПС методом дросселирования с применением регулирующей заслонки;

- 1200 км при регулировании давления изменением числа оборотов насосов с применением частотно-регулируемых электроприводов.

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода распределяется следующим образом.

Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода.

На НПС с емкостью, расположенных на границе эксплуатационных участков, а также в месте перераспределения потока нефти между нефтепроводами должна предусматриваться резервуарная емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепроводов. При выполнении приемосдаточных операций на НПС резервуарная емкость должна быть в пределах 1,0-1,5 суточной производительности нефтепровода.

При нескольких параллельных нефтепроводах суммарный полезный размер резервуарной емкости должен определяться от суммы суточных производительностей каждого нефтепровода.

При последовательной перекачке нефтей объем резервуарных парков каждой НПС с емкостью и конечного пункта должен определяться с учетом количества циклов смены сортов перекачиваемой нефти в году.

Полезная емкость (объем) резервуарных парков для расчета емкости при новом проектировании определяется по таблице 6.1 с учетом коэффициента полезной емкости, который равен отношению полезного объема резервуара к строительному номиналу.

Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполнения оперативных действий.

Замеры количества поступающей нефти должны осуществляться с применением СИКН.

Таблица 7