Студопедия

КАТЕГОРИИ:

Авто Автоматизация Архитектура Астрономия Аудит Биология Бухгалтерия Военное дело Генетика География Геология Государство Дом Журналистика и СМИ Изобретательство Иностранные языки Информатика Искусство История Компьютеры Кулинария Культура Лексикология Литература Логика Маркетинг Математика Машиностроение Медицина Менеджмент Металлы и Сварка Механика Музыка Население Образование Охрана безопасности жизни Охрана Труда Педагогика Политика Право Приборостроение Программирование Производство Промышленность Психология Радио Регилия Связь Социология Спорт Стандартизация Строительство Технологии Торговля Туризм Физика Физиология Философия Финансы Химия Хозяйство Ценнообразование Черчение Экология Эконометрика Экономика Электроника Юриспунденкция

Автоматизация и телемеханизация

Стр 1 из 14Следующая ⇒

Учебное пособие для обучения по рабочей профессии: «трубопроводчик линейный 2-5 разрядов»

Часть 2. Эксплуатация магистральных трубопроводов

Содержание

Часть 2. Эксплуатация магистральных трубопроводов

1....... Область применения. 1

2....... Нормативные ссылки. 1

3....... Обозначения и сокращения. 3

4 Магистральные трубопроводы.. 5

4.1 Общие сведения. 5

4.2 Классификация. 7

4.3 Состав сооружений. 8

4.4 Автоматизация и телемеханизация. 12

4.5 Телемеханизация магистральных трубопроводов. 16

4.6 Производственно-технологическая связь. 19

5 Оборудование перекачивающих станций. 21

5.1 Общие сведения. 21

5.2 Основное оборудование НПС.. 24

5.3 Вспомогательное оборудование перекачивающих станций. 49

6 Трубы и арматура трубопроводов. 53

6.1 Трубы диаметром от 159 до 530 мм.. 53

6.2 Трубы большого диаметра. 56

6.3 Виды соединений трубопроводов. 63

6.4 Компенсаторы.. 71

6.5 Трубопроводная арматура. 72

6.6 Приводы арматуры.. 125

6.7 Трубопроводы СРТ. 128

6.8 Плоскосварачиваемые рукава ПСР. 133

7 Линейная часть магистрального трубопровода. 135

7.1 Схемы прокладки трубопроводов. 135

7.2 Сооружения линейной части магистральных трубопроводов. 136

7.3 Переходы через естественные и искусственные препятствия. 137

8 Обслуживание линейной части магистрального трубопровода. 149

8.1 Организация обслуживания линейной части магистральных трубопроводов. 149

8.2 Очистка внутренней полости линейной части трубопроводов и проведение диагностики 154

8.3 Диагностика линейной части магистральных трубопроводов. 160

8.4 Диагностика технологических и вспомогательных трубопроводов. 172

8.5 Основная техническая документация МТ. 175

8.6 Обслуживание технологических трубопроводов и резервуаров. 176

8.7 Классификация и конструкции защитных покрытий сварных стыков трубопроводов, допустимые условия применения. 179

8.8 Общие требования к антикоррозионным материалам.. 183

8.9 Основные параметры и характеристики (свойства) 183

9 Защита от коррозии. 192

9.1 Виды коррозии стальных трубопроводов. 192

9.2 Защита МТ изоляционными покрытиями. 195

9.3 Ремонт повреждений покрытий трубопроводов. 209

9.4 Электрохимическая защита. 223

Область применения

В настоящей части документа приведены общие сведения о магистральных трубопроводах, оборудовании НПС, трубах и арматуре трубопроводов, а также о линейной части магистральных трубопроводов в объеме, необходимом для обучения трубопроводчиков линейных в образовательных учреждениях.

Настоящая часть документа предназначена для применения ПАО «Транснефть», организациями системы «Транснефть» и учебными центрами ПАО «Транснефть».

Нормативные ссылки

В настоящей части документа использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия

ГОСТ 9064-75 Гайки для фланцевых соединений с температурой среды от 0 до 650 °С. Типы и основные размеры

ГОСТ 33259-2015 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических условий

ГОСТ 19903-2015 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент

ГОСТ 21655-87 Каналы и тракты магистральной первичной сети единой автоматизированной системы связи. Электрические параметры и методы измерений

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 30852.5-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения

ГОСТ 30852.9-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ 30852.11-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

ГОСТ Р ИСО 10893-12-2014 Трубы стальные бесшовные и сварные. Часть 12. Ультразвуковой метод автоматизированного контроля толщины стенки по всей окружности

СанПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества

СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы

РД-13.110.00-КТН-260-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила безопасности при эксплуатации объектов ОАО "АК "Транснефть"

РД-13.220.00-КТН-148-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»

РД-19.100.00-КТН-036-13 Правила технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования. Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования

РД-23.040.00-КТН-012-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативных и технических документов

РД-25.160.00-КТН-037-14 Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов

РД-29.020.00-КТН-027-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования

РД-29.240.00-КТН-163-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация вдольтрассовых линий электропередачи и средств электрохимической защиты. Требования к организации и выполнению работ.

РД-35.240.50-КТН-168-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт оборудования систем автоматизации и телемеханики

РД-35.240.50-КТН-109-13 Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования площадочных и линейных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Основные положения

РД-75.180.00-КТН-057-12 Нормы проектирования узлов пуска, пропуска и приема средств очистки и диагностики магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

РД-75.180.00-КТН-073-15 Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов

ОР-03.100.50-КТН-005-13 Технологическое управление и контроль за работой магистральных нефтепроводов

ОР-19.100.00-КТН-053-13 Внутритрубная диагностика магистральных нефтепроводов

OP-23.040.00-KTH-089-12 Порядок организации и планирования работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов и технологических нефтепроводов нефтеперекачивающих станций

ОР-33.020.00-КТН-175-10 Организация технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений связи организаций системы «Транснефть»

ОР-75.200.00-КТН-231-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки

ОТТ-25.220.01-КТН-200-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Антикоррозионное покрытие сварных стыков трубопроводов. Общие технические требования

Примечание – При пользовании настоящим нормативным документом целесообразно проверить действие ссылочных документов в соответствии с действующим «Перечнем законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АСУ ТП – автоматизированные системы управления технологическим процессом;

БГУВ – блок гашения ударных волн;

БПО – база производственного обслуживания;

ВИК – визуальный измерительный контроль;

ВИП – внутритрубный инспекционный прибор;

ВЛ – воздушные линии электропередач;

ВТД – внутритрубная диагностика;

ГВВ – горизонт высоких вод;

ГНПС – головная нефтеперекачивающая станция;

ДДК – дополнительный диагностический контроль;

ЕАСУ – единая автоматизированная система управления;

КИП – контрольно-измерительный прибор;

КПД – коэффициент полезного действия;

КПП – камера пуска и приема;

ЛАЭС – линейная аварийно-эксплуатационная служба;

ЛПДС – линейная производственная диспетчерская служба;

ЛЭП – линии электропередач;

МДП – местный диспетчерский пункт;

МТ– магистральный трубопровод (нефтепровод и/или нефтепродуктопровод);

НБ – нефтебаза;

ННБ – наклонно-направленное бурение;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ОАСУиТП – отдел автоматизации систем управления и телемеханизации процессов;

ОГЭ – отдел главного энергетика;

ОСТ – организация системы «Транснефть»;

ОЭН – отдел эксплуатации нефтепроводов:

ПКУ – пункт контроля и управления;

ПНБ – перевалочная нефтебаза;

ППМТ– подводный переход магистрального трубопровода;

ППР – проект производства работ;

РДП – районный диспетчерский пункт;

РНУ – районное нефтепроводное управление;

РП – резервуарный парк;

СКЗ – станция катодной защиты;

СКНР – система компенсации нагрузок от приемо-раздаточных патрубков на стенку резервуара;

СОД – средство очистки и диагностирования (внутритрубные средства очистки, диагностики, герметизации и разделительные устройства);

СОУ – системы обнаружения утечек;

СППК – специальный, пружинный предохранительный клапан;

ССВД – системы сглаживания волн давления;

ТДП – территориальный диспетчерский пункт;

ТО – техническое обслуживание;

ТОР – техническое обслуживание и ремонт;

ТР – текущий ремонт;

УМН – управление магистрального нефтепровода;

УПС – узлы подключения станции;

ЧРП – частотно-регулируемый привод;

ЭХЗ – электрохимическая защита.

Магистральные трубопроводы

Общие сведения

4.1.1 В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются:

- возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние, т.е. возможность прокладки трубопровода кратчайшим путем между начальным и конечным пунктами;

- бесперебойность работы и, соответственно, гарантированное снабжение потребителей независимо от погоды, времени года и суток;

- наибольшая степень автоматизации;

- высокая надежность и простота в эксплуатации;

- разгрузка традиционных видов транспорта.

- К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

- большие первоначальные затраты на сооружение МТ, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

- определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

- «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения.

Трубопроводом, в настоящем документе, принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти/нефтепродукта.

Магистральный трубопровод (МТ) – это единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования и других технологических объектов, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти/нефтепродуктов, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта. Они характеризуются высокой пропускной способностью, внутренним диаметром трубопровода до 1200 мм и избыточным давлением до 10 МПа.

Толщина стенки трубопроводов разная, поэтому для обозначения трубопроводов применяют не номинальный наружный диаметр, а номинальный диаметр (нерекомендуемое для применения в настоящее время, устаревшее название – условный диаметр), приблизительно равный внутреннему диаметру трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке. Обозначается номинальный диаметр латинскими буквами «DN» и числом без указания единиц измерения. Например, DN 1000.

МТ прокладываются в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. В настоящее время при сооружении МТ применяют подземную, наземную и надземную схемы прокладки.

Подземная схема прокладки является наиболее распространенной (около 98 %от общего объема сооружаемой линейной части). При этой схеме отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта. Глубина заложения трубопроводов (от верха трубы) зависит от диаметра, рельефа и характеристики грунтов местности и составляет от 0,8 до 1,0 м.

Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объеме трубопроводного строительства. Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги; реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.

Переходы МТ через водные преграды и малые водотоки подразделяются по способу прокладки на следующие:подводные; надземные (воздушные).

К переходам МТ через водные преграды относится линейная часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

К переходам МТ через малый водоток относится линейная часть нефтепровода (нефтепродуктопровода) проходящая через водоток или водоём шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м, или шириной по зеркалу воды в межень менее Юм независимо от глубины.

Порядок эксплуатации, технического диагностирования, обслуживания переходов МТ через водные преграды и малые водотоки осуществляется в соответствии с ОР-75.200.00-КТН-231-16.

При строительстве трубопроводов на болотах применяют все существующие в настоящее время конструктивные схемы прокладки трубопроводов: подземная, наземная и надземная.

Основной отличительной деталью перехода под железными/автомобильными дорогами является защитный кожух (футляр), внутри которого прокладывается рабочий трубопровод. Диаметр защитного кожуха принимается на 200 мм больше диаметра рабочего трубопровода (см. СНиП 2.05.06-85*).

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, выполняют на расстоянии не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме указанного, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа.

Заглубление участковтрубопроводов, прокладываемых под автомобильнымидорогами всех категорий, выполняется на расстоянии не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме указанного, - не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины выполняют до верхней образующей трубопровода.

Классификация

4.2.1 МТ в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на классы:

Магистральные нефтепроводы подразделяются на следующие классы:

- при номинальном диаметре свыше DN 1000 до DN 1200 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 1000 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

- при номинальном диаметре DN 300 и менее.

- Магистральные нефтепродуктопроводы подразделяются на следующие классы:

- при номинальном диаметре свыше DN 500 до DN 700 включительно;

- при номинальном диаметре свыше DN 300 до DN 500 включительно;

- при номинальном диаметре DN 300 и менее.

4.2.2 МТ и их участки подразделяются на пять категорий, в зависимости от условий
работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность.

При расчете определяют толщины стенки, выбирают испытательное давление доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами и т.д. Поэтому толщина стенки трубопровода на разных участках неодинакова.

Обычно трубопроводы номинальным диаметром менее DN 700 относят к категории ГУ, а номинальным диаметром DN 700 и более - к категории III. Однако отдельные участки МТ, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II, В). Так, переходы МТ через водные преграды имеют категории В и I, переходы через болота различных типов – категорию В, II или III, переходы через автомобильные и железные дороги - категорию I, II или III и т.д.

Состав сооружений

4.3.1 В состав МТ в соответствии с СНиП 2.05.06-85* входят:

- трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций (НПС), компрессорных станций (КС), узлов замера расхода газа (УЗРГ), пунктовредуцирования газа (ПРГ), узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

- установки электрохимической зашиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

- линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

- противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

- емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы
трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения
трубопроводов;

- головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки;

- пункты подогрева нефти/нефтепродуктов;

- указатели и предупредительные знаки.

4.3.2 Головная НПС предназначена для приема нефти/нефтепродуктов с районов добычи, смешенияили разделения их по сортам, учета нефти/нефтепродуктов и закачки из резервуаров в трубопровод.

4.3.3 Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти/нефтепродуктов. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50 – 200 км).

Конечным пунктом магистрального трубопровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза, а конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода – приемо-сдаточный пункт или нефтебаза.

4.3.4 На МТ большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка – «конечным пунктом» для него. Составсооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, МТ большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных трубопроводов протяженностью не более 600 км каждый.

4.3.5 Лупинг конструктивно представляет собой то же самое, что и резервная нитка,но служит для уменьшения гидравлического сопротивления на определенном участке МТ сцелью увеличения расстояния между насосными станциями или с целью увеличенияпроизводительности трубопровода.

4.3.6 Для очистки внутренней полости резервных ниток и лупингов от загрязнений и для проведения внутритрубной диагностики они должны быть оборудованы камерами пуска и камерами приема очистных и диагностирующих устройств.

4.3.7 Под вставкой понимается трубопровод большего диаметра, проложенный на отдельном участке МТ с основным трубопроводом. Назначение вставки такое же, что и лупинга, т.е. для уменьшения гидравлического сопротивления.

4.3.8 Узлы подключения станции (УПС) обеспечивают подключение станции к линейной части МТ. В случае аварии на НПС происходит её отключение от линейной части. УПС может выполняться в четырех вариантах:

- с камерой пуска внутритрубных снарядов;

- с камерами приема и пуска внутритрубных снарядов;

- узел, обеспечивающий пропуск внутритрубных снарядов;

- с камерой приема внутритрубных устройств.

4.3.9 В некоторых документах внутритрубные устройства называют средствами очистки и диагностирования (СОД). По назначению, внутритрубные устройства подразделяются на очистные и диагностические.

Очистные устройства предназначены для удаления парафинистых отложений на стенках трубопровода образующихся во время перекачки нефти/нефтепродуктов, а также удаления механических примесей, воды, газа которые образуются при работе трубопровода при малой производительности (из-за низкой скорости движения нефти/нефтепродуктов).

Диагностические устройства предназначены для контроля состояния трубопровода. Имеются следующие системы внутритрубной инспекции:

- калиперы-профилемеры– для проверки внутренней геометрии трубопроводов, позволяющие с большой точностью обнаруживать и измерять вмятины, овальности я другие аномалии геометрии трубопровода;

- ультразвуковые и магнитные дефектоскопы – для обнаружения и высокоточного

- измерения точечной и сплошной коррозии, расслоения, царапин, инородных включений и т.п.

В процессе эксплуатации возникает необходимость очистки резервных ниток, лупингов и подводных переходов. Для этого в начальной части монтируется камера пуска СОД, а в конечных точках камера приёма СОД.

4.3.10 Вспомогательные объекты линейной части предназначены для обеспечения ее безопасной эксплуатации и увеличения срока службы. К ним относятся: станции катодной защиты, установки протекторной защиты, установки электродренажной зашиты и т.д.

4.3.11 Вдольтрассовая линия электропередач и электроустановки для обеспечения электроэнергией электроприводных задвижек и установок электрохимической защиты трубопровода от коррозии, линейной телемеханики, освещения и др.

Линии и сооружения технологической связи, в основном диспетчерского назначения, предназначенные для оперативного контроля за процессом перекачки нефти/нефтепродуктов по МТ.

4.3.12 Средства и оборудование автоматики и телемеханики – датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике, системы обнаружения утечек (СОУ) – предназначены для централизации учета и оперативного управления трубопроводами.

4.3.13 СОУ предназначены для оперативного обнаружения факта утечки и установления места её образования. Это позволяет не только значительно сократить время реакции аварийных служб и, как следствие значительно уменьшить экологический ущерб от разлива перекачиваемых продуктов, но и свести к минимуму время вынужденного простоя трубопровода. Помимо функции диагностики утечек модель используется для анализа перекачки, состояния измерительных приборов, эффективного диаметра трубопровода, идентификации характеристик насосных агрегатов, расчета графика движения скребка и порций нефти/нефтепродуктов различного качества или отличающихся по свойствам, анализа критических режимов. Диагностика утечек, как правило, является превалирующей функцией системы.

4.3.14 Станции катодной защиты (СКЗ) располагаются вдоль трассы трубопровода всоответствии с расчетом.

СКЗ предназначены для ЭХЗ трубопроводов от почвенной коррозии. Принцип их действия заключается в том, что на трубу искусственно подается отрицательный (катодный) потенциал, чтобы анодный процесс (процесс разрушения металла) происходил надополнительном искусственном электроде–заземлителе. В зависимости от электрохимической активности грунтов СКЗ устанавливают на расстоянии 7 – 10 км друг от друга. В состав СКЗ входят трансформаторный пункт, сетевая катодная станция и анодное заземление.

Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).

Вдольтрассовые технологические проезды и дороги используются для строительства и эксплуатации трубопровода. Минимальные расстояния от оси трубопроводов до вдольтрассовой дороги должны составлять не менее 10 м (см. РД-75Л80.00-КТН-057-12).

Трасса трубопровода на местности должна обозначаться опозновательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой от 1,5 до 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 – 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог и правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и нормативным документам.

Автоматизация и телемеханизация

4.4.1 Автоматизация МТ и НПС

4.4.1.1 Автоматизация объектов МТ должна обеспечивать:

- автоматическую защиту оборудования НПС, резервуарного парка и линейной части МТ;

- автоматическое регулирование давления в МТ;

- регистрацию и отображение информации о работе оборудования МТ;

- контроль и управление оборудованием МТ из операторной, местного диспетчерского пункта, районного диспетчерского пункта и территориального диспетчерского пункта;

- связь с другими системами автоматизации.

4.4.1.2 Оборудование объектов МТ (системы связи, системы энергоснабжения,технологическое оборудование и т.д.) должно обеспечивать возможность проведения
комплексной автоматизации.

4.4.1.3 В местном диспетчерском пункте (МДП) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, РП, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров.

4.4.1.4 Система и средства автоматизации должны иметь разрешение на применение на объектах МТ, выданное соответствующей уполномоченной организацией в установленном порядке.

4.4.1.5 Все оборудование, используемое во взрывоопасных зонах, должно иметь соответствующее взрывозащищенное исполнение, позволяющее его эксплуатацию во взрывоопасных зонах согласно ГОСТ Р 51330.9 и иметь соответствующий сертификат, выданный уполномоченной организацией в установленном порядке.

4.4.1.6 Средства автоматизации, устанавливаемые в помещениях, по исполнению для различных климатических районов и категории размещения в части воздействия климатических факторов внешней среды должны соответствовать климатическому исполнению УХЛ4 по ГОСТ 15150.

4.4.1.7 При установке технологического оборудования на открытом воздухе первичные измерительные преобразователи, датчики, вторичные блоки, контроллеры, имеющие исполнение УХЛ4, должны размещаться в блок-боксах или специализированных контейнерах, оснащенных системой, обеспечивающей необходимые для нормального функционирования климатические условия и работающей в автоматическом режиме. При невозможности или нецелесообразности размещения датчиков и другого оборудования внутри блок-боксов и специализированных контейнеров они размещаются открыто и должны удовлетворять климатическому исполнению УХЛ1 по ГОСТ 15150.

4.4.1.8 В частности, на линейной части МТ, средства автоматизации и телемеханики располагаются в блок-боксах пунктов контроля и управления (ПКУ).

4.4.1.9 Питание систем автоматизации осуществляется от сети переменного токанапряжением 220 В и частотой (50±0,4) Гц согласно ГОСТ 13109. В сети переменного тока возможно кратковременное (до 30 секунд) снижение напряжения питания (величина напряжение питания менее 90 % от номинального), которое не должно вызывать выдачу ложных команд и сигналов в системе автоматизации.

4.4.1.10 Системы автоматизации должны обеспечивать сигнализацию и регистрациюотклонений от требований ГОСТ 13109 параметров сети переменного тока на секциях шин
щита станции управления, на входных цепях электропитания систем автоматизации.

4.4.1.11 Автоматизация МТ сейчас выполняется с использованием микропроцессорных систем автоматики (МПС А). Использование МПС А имеет целый ряд особенностей, но главное, что такие системы более современны и обладают более широкими возможностями.

ЦСПА (Централизованная система противоаварийной автоматики) должна обеспечивать безаварийность технологического процесса транспортировки нефти/нефтепродуктовпутем реализации комплексной автоматической защиты контролируемого технологического участка МТ от повышения давления нефти/нефтепродуктоввыше допустимого рабочего давления секций трубопровода, выхода МТ на запрещенный режим работы, потери связи с системами автоматизации НПС, срабатывания общестанционной защиты на НПС с РП, требующей остановки ТУ.

В состав защит ЦСПА входят следующие защиты:

1. Закрытие задвижки на работающем МТ;

ЦСПА выполняет аварийную остановку ТУ трубопровода по защите «Закрытие задвижки на работающем трубопроводе» при поступлении в ЦСПА сигнала о закрывающейся запорной арматуре (сигнала состояния «задвижка закрывается»), закрытие которой приведет к перекрытию потока (отсутствию альтернативных маршрутов течения нефти/нефтепродукта) на работающем ТУ. В ЦСПА выдержка времени срабатывания защиты «Закрытие задвижки на работающем трубопроводе» составляет 30 секунд. Если во время выдержки времени задвижка изменяет свой статус на «открывается» или на «в промежутке» алгоритм автоматической аварийной остановки выполнятся не будет.

2. Перекрытие потока задвижкой работающего МТ;

ЦСПА выполняет аварийную остановку ТУ трубопровода по защите «Перекрытие потока задвижкой работающего трубопровода» при поступлении в ЦСПА сигнала о закрытой запорной арматуре (сигнала состояния «задвижка закрыта») и отсутствии путей течения нефти/нефтепродуктов на работающем ТУ. В ЦСПА выдержка времени срабатывания защиты «Перекрытие потока задвижкой работающего трубопровода» составляет 0 секунд.

3. Аварийное давление на МТ;

Пара телеизмерений давления в смежных точках ТУ, контролируемых в ЦСПА и связанных в алгоритмах защит ЦСПА, образует логическую пару точек контроля давления ЦСПА. Объединение телеизмерений давления в логические пары позволяет снизить вероятность ложного срабатывания защиты ЦСПА (фиксация роста давления в двух точках контроля). В логическую пару объединяются телеизмерения давлений с двух смежных (ближайших) КП ЛЧ и узлов подключения НПС на участке от НПС до НПС защищаемого ТУ МТ.

ЦСПА выполняет аварийную остановку ТУ трубопровода по защите «Аварийное давление на ЛЧ трубопровода», в случае если выполняются все условия:

- значение телеизмерения давления для любой точки контроля давления логической пары больше аварийной уставки давления или является недостоверным (для данной точки контроля давления в ЦСПА сформирован флаг недостоверности сигнала телеизмерения);

- значение телеизмерения давления для второй точки контроля давления логической пары больше предельной или аварийной уставки давления и не является недостоверным.

В ЦСПА выдержка времени срабатывания защиты «Аварийное давление на ЛЧ трубопровода»должна составлять 0 секунд.

4. Недостоверность измерения давления на МТ;