Главная Обратная связь

Дисциплины:






Защиты резервуарного парка



6.4.7.1 Общий перечень параметров контроля состояния технологических объектов РП и порядок работы защит РП приведен в таблице Б.4.

В проектной документации должен указываться конкретный перечень технологических объектов проектируемого (реконструируемого) РП и порядок работы защит РП, разработанный на основе таблицы Б.4 для проектируемого (реконструируемого) РП. Технологической частью проектной документации должны быть однозначно определены задвижки, участвующие в алгоритмах защит РП.

6.4.7.2 СА должна выполнять:

- измерение уровня нефти/нефтепродукта в каждом резервуаре;

- измерение средней температуры нефти/нефтепродукта в каждом резервуаре;

- измерение разрежения в резервуаре (только для РВС и ЖБР);

- измерение температуры окружающего воздуха на площадке РП;

- расчёт скорости заполнения и скорости опорожнения резервуара;

- сигнализацию верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах;

- сигнализацию уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта;

- сигнализацию минимального допустимого уровня, обеспечивающего безаварийную эксплуатацию системы размыва донных отложений;

- сигнализацию достижения предельной максимальной скорости заполнения, аварийной максимальной скорости заполнения, предельной максимальной скорости опорожнения, аварийной максимальной скорости опорожнения;

- сигнализацию превышения предельного давления в трубопроводах резервуарного парка;

- сигнализацию аварийного разрежения в резервуаре (только для РВС и ЖБР);

- дистанционное и автоматическое управление системой размыва донных отложений в резервуарах;

- дистанционное и автоматическое управление задвижками резервуарного парка и индикацию их положения.

6.4.7.3 Для защиты резервуара от переполнения МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре верхнего допустимого уровня нефти/нефтепродукта. Данная защита «Верхний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет действия, предусмотренные таблицей Б.4.

6.4.7.4 Для формирования сигнала «Верхний допустимый уровень в резервуаре» должен использоваться сигнализатор уровня, не связанный с датчиком уровня. Резервуары типа РВС, ЖБР должны быть оснащены двумя сигнализаторами для контроля верхнего допустимого уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК, РВСПА, ЖБРП, ЖБРПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами верхнего допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара.



6.4.7.5 Условием формирования защиты «Верхний допустимый уровень в резервуаре» является получение системой автоматизации сигнала от любого сигнализатора верхнего допустимого уровня.

6.4.7.6 Для защиты резервуара при понижении уровня до нижнего допустимого уровня в резервуаре МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара. Данная защита «Нижний допустимый уровень в резервуаре» имеет выдержку времени 3 секунды и выполняет действия, предусмотренные таблицей Б.4.

6.4.7.7 Настройка верхнего аварийного, верхнего допустимого, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного уровня во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, должна производиться по утвержденным технологическим картам на резервуары и резервуарные парки, подготовленным в соответствии с ОР-23.020.00-КТН-256-07.

6.4.7.8 Сигнализация верхнего аварийного, верхнего нормативного, нижнего аварийного, нижнего допустимого, нижнего нормативного, минимального уровня, уровня, обеспечивающего безопасную работу системы размыва донных отложений во всех резервуарах и уровня аварийного запаса в резервуарах, используемых для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, должна формироваться на основании измерений, полученных СКУТ.

6.4.7.9 При контроле скоростей заполнения и опорожнения должно учитываться усреднённое значение скорости заполнения/опорожнения резервуара на основании измерений, полученных СКУТ.

6.4.7.10 Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости заполнения резервуара. Предельная максимальная скорость заполнения резервуара устанавливается равной 0,95 указанной величины.

6.4.7.11 Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной максимально допустимой скорости опорожнения резервуара. Предельная максимальная скорость опорожнения резервуара устанавливается равной 0,85 максимально допустимой скорости опорожнения резервуара.

6.4.7.12 Максимально допустимая скорость заполнения резервуара и максимально допустимая скорость опорожнения резервуара определяются по методике, указанной в приложении Г.

6.4.7.13 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. МПСА НПС (РП) подает команду на открытие задвижки, установленной параллельно СППК на линии приема нефти/нефтепродукта в резервуар, используемый для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, и выполняет остальные действия, предусмотренные таблицей Б.4.

Действия МПСА НПС (РП) при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость заполнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, также приведены в таблице Б.4.

6.4.7.14 Срабатывание защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» должно выполняться с выдержкой времени 20 секунд. МПСА НПС подает команду остановки первого по ходу МНА на всех МНС, находящихся на линии откачки нефти/нефтепродукта из этого резервуара и выполняет остальные действия, предусмотренные таблицей Б.4.

Действия МПСА НПС (РП) при срабатывании защиты «Аварийная максимальная скорость опорожнения резервуара» для резервуара, используемого для приема аварийного сброса нефти/нефтепродукта, также приведены в таблице Б.4.

6.4.7.15 Для защиты технологических трубопроводов резервуарного парка от превышения давления должен выполняться сброс нефти/нефтепродукта в резервуар аварийного сброса или в резервуар, предназначенный для аварийного сброса.

6.4.7.16 При достижении давления в технологических трубопроводах резервуарного парка значения «Давление начала открытия предохранительных клапанов», определенного в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-110-07, должна формироваться сигнализация «Предельное максимальное давление в трубопроводе РП».

6.4.7.17 При достижении давления в технологических трубопроводах значения на 0,05 МПа больше «Предельного максимального давления в трубопроводе РП», без выдержки времени должна формироваться защита «Аварийное максимальное давление в трубопроводе РП». При этом выполняется автоматическое открытие задвижки на линии приёма нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК.

Примечание: При возникновении давления в технологических трубопроводах РП, требующего автоматического открытия задвижки, команда на её автоматическое открытие подаётся только в том случае, если задвижка не движется (не открывается, не закрывается). В случае, если задвижка закрывается, МПСА НПС (РП) должна предварительно подать автоматическую команду «Стоп».

6.4.7.18 В случае снижения и сохранения не менее трех секунд давления в технологических трубопроводах ниже значения «Предельного максимального давления в трубопроводе РП», МПСА НПС (РП) должна сформировать автоматическую команду на остановку задвижки на линии приема нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК.

6.4.7.19 В случае снижения и сохранения не менее трех секунд давления на входе в РП на 0,1 МПа ниже «Предельного максимального давления в трубопроводе РП», МПСА НПС (РП) должна сформировать команду на закрытие задвижки на линии приёма нефти/нефтепродукта в резервуары аварийного сброса, установленной параллельно СППК.

6.4.7.20 Датчик измерения давления в технологических трубопроводах РП устанавливается перед (по потоку нефти/нефтепродукта) задвижкой на линии подачи нефти/нефтепродукта в резервуар аварийного сброса нефти/нефтепродукта.

6.4.7.21 Для защиты резервуара (только РВС и ЖБР) от аварийного разрежения в резервуаре МПСА НПС (РП) подает команды на закрытие всех коренных задвижек приемо-раздаточных патрубков (устройств) резервуара при достижении в резервуаре аварийного разрежения. Данная защита «Аварийное разрежение в резервуаре» имеет выдержку времени 20 секунд и выполняет действия, предусмотренные таблицей Б.4.

Защиты по пожару

6.4.8.1 Общий перечень и порядок работы общестанционных защит по пожару приведен в таблице Б.5.

В проектной документации должен указываться конкретный перечень технологических объектов проектируемой (реконструируемой) НПС и порядок работы общестанционных защит по пожару, разработанный на основе таблицы Б.5 для проектируемой (реконструируемой) НПС. Технологической частью проектной документации должны быть однозначно определены задвижки, участвующие в алгоритмах общестанционных защит по пожару.

6.4.8.2 После поступления сигнала «Пожар в резервуаре» МПСА НПС без выдержки времени должна одновременно:

- закрыть задвижки подключения резервуара (коренные задвижки внутри обвалования резервуара и оперативные задвижки вне обвалования);

- закрыть задвижки в соответствии с требованиями п. 6.4.8.4;

- остановить все работающие насосные агрегаты всех МНС и ПНС, подключенных к РП, в соответствии с требованиями таблицы Б.5;

- отключить агрегаты вспомогательных систем всех МНС и ПНС, подключенных к РП, в соответствии с требованиями таблицы Б.5;

- сформировать команду на остановку насосов, осуществляющих подкачку нефти от объектов нефтедобычи и передать её (через систему телемеханизации) в систему автоматизации объекта нефтедобычи;

- выполнить остальные действия, предусмотренные таблицей Б.5.

6.4.8.3 После поступления сигнала «Пожар» на защищаемом объекте (насосный зал МНСЗ и ПНСЗ, технологическая площадка МНСО, ПНСО, помещение электрозала, помещение узла РД, помещение маслосистемы, помещение ССВД, помещение (блок-бокс) оперативного БИК, помещения СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК), помещение ЗРУ, помещение кроссовых панелей, помещение ЧРП, помещение компрессорной подпора воздуха ЭД) МПСА НПС должна:

- остановить все работающие МНА, ПНА в соответствии с требованиями таблицы Б.5;

- отключить агрегаты вспомогательных систем и систем вентиляции в соответствии с требованиями таблицы Б.5;

- закрыть задвижки в соответствии с требованиями п. 6.4.8.4;

- сформировать команду на остановку насосов, осуществляющих подкачку нефти от объектов нефтедобычи и передать её (через систему телемеханизации) в систему автоматизации объекта нефтедобычи;

- выполнить остальные действия, предусмотренные таблицей Б.5.

6.4.8.4 Требования к закрытию задвижек при поступлении сигнала «Пожар».

6.4.8.4.1 На промежуточной НПС при пожаре:

- на технологической площадке МНСО;

- в помещении насосного зала МНСЗ;

- в помещении электрозала;

- в помещении маслосистемы;

- в помещении РД;

- в помещении ССВД;

- в помещениях СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК);

- в помещении (блок-боксе) оперативного БИК

одновременно с остановкой МНА производится закрытие задвижек:

- на входе и выходе МНА;

- на входе и выходе МНС (при наличии);

- на входе и выходе НПС;

- на входе ФГУ;

- на выходе узла РД;

- на входе узла РД (только при пожаре в помещении регуляторов давления);

- на входе ССВД;

- на входе и выходе СИКН;

- на входе и выходе БИК в составе СИКН;

- на входе и выходе оперативного БИК;

- узла подключения объекта нефтедобычи.

6.4.8.4.2 На головной НПС и промежуточной НПС с РП при пожаре:

- на технологической площадке МНСО;

- в помещении насосного зала МНСЗ;

- в помещении электрозала;

- в помещении маслосистемы;

- в помещении РД;

- в помещении ССВД;

- в помещениях СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК), подключенной до или после МНС;

- в помещении (блок-боксе) оперативного БИК, подключенного до или после МНС

одновременно с остановкой МНА, ПНА производится закрытие задвижек:

- на входе и выходе всех МНА защищаемой МНС;

- на входе и выходе защищаемой МНС (при наличии);

- между ПНС и защищаемой МНС;

- на выходе НПС, в составе которой отключается МНС;

- на выходе узла РД защищаемой МНС;

- на входе узла РД защищаемой МНС (только при пожаре в помещении регуляторов давления);

- на входе ССВД защищаемой МНС (промежуточной НПС с РП);

- на входе и выходе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС;

- на входе и выходе БИК в составе СИКН, подключенной до или после защищаемой МНС;

- на входе и выходе оперативного БИК, подключенного до или после защищаемой МНС;

- узла подключения объекта нефтедобычи, подключенного на входе МНС.

6.4.8.4.3 На головной НПС и промежуточной НПС с РП при пожаре:

- на технологической площадке ПНСО;

- в помещении насосного зала ПНСЗ;

- в помещении (блок-боксе) оперативного БИК, подключенного до ПНС

одновременно с остановкой МНА, ПНА производится закрытие задвижек:

- на входе и выходе всех МНА всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех ПНА защищаемой ПНС;

- на входе и выходе всех отключаемых МНС (при наличии);

- на входе и выходе защищаемой ПНС (при наличии);

- между РП и защищаемой ПНС;

- между защищаемой ПНС и всеми отключаемыми МНС;

- на выходе всех НПС, в составе которых отключаются МНС;

- на выходе узлов РД всех отключаемых МНС;

- на входе ССВД всех отключаемых МНС (промежуточных НПС с РП);

- на входе и выходе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе БИК в составе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех оперативных БИК, подключенных до или после всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех оперативных БИК, подключенных до защищаемой ПНС;

- узла подключения объекта нефтедобычи, подключенного на входе МНС.

6.4.8.4.4 На головной НПС и промежуточной НПС с РП при пожаре:

- в помещении предохранительных устройств;

- в помещениях СИКН (БИЛ, ТПУ, БИК), подключенной на входе в РП;

- в помещении (блок-боксе) оперативного БИК, подключенного на входе в РП

одновременно с остановкой МНА, ПНА производится закрытие задвижек:

- на входе и выходе всех МНА всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех ПНА всех отключаемых ПНС;

- на входе и выходе всех отключаемых МНС (при наличии);

- на входе и выходе всех отключаемых ПНС (при наличии);

- между защищаемым РП и всеми отключаемыми ПНС;

- между всеми отключаемыми ПНС и всеми отключаемыми МНС;

- на выходе всех НПС, в составе которых отключаются МНС;

- на выходе узлов РД всех отключаемых МНС;

- на входе ССВД всех отключаемых МНС (промежуточных НПС с РП);

- на входе и выходе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП после СППК;

- на входе и выходе БИК в составе всех СИКН, подключенных к отключаемым МНС, РП;

- на входе и выходе всех оперативных БИК, подключенных к отключаемым МНС, ПНС, РП;

- узлов подключения объектов нефтедобычи к отключаемым МНС, РП.

После получения ТС «технологический участок остановлен» в соответствии с п. 7.1.10, на НПС, в составе которой находится защищаемый РП, производится закрытие задвижек:

- на входе НПС;

- на входе ФГУ;

- на входе РП;

- на входе и выходе СИКН, подключенных на входе в РП до СППК.

6.4.8.4.5 На головной НПС и промежуточной НПС с РП при пожаре:

- в резервуаре РП;

- в РАС;

- в помещении КУР ЖБР

одновременно с остановкой МНА, ПНА производится закрытие задвижек:

- подключения защищаемого резервуара (коренных внутри обвалования резервуара и задвижек вне обвалования) или закрытие коренных задвижек в помещении КУР ЖБР;

- на входе и выходе всех МНА всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех ПНА всех отключаемых ПНС;

- на входе и выходе всех отключаемых МНС (при наличии);

- на входе и выходе всех отключаемых ПНС (при наличии);

- между защищаемым РП и всеми отключаемыми ПНС;

- между всеми отключаемыми ПНС и всеми отключаемыми МНС;

- на выходе всех НПС, в составе которых отключаются МНС;

- на выходе узлов РД всех отключаемых МНС;

- на входе ССВД всех отключаемых МНС (промежуточных НПС с РП);

- на входе и выходе всех СИКН, подключенных до или после всех отключаемых МНС;

- на входе и выходе всех СИКН, подключенных на входе в защищаемый РП после СППК;

- на входе и выходе БИК в составе всех СИКН, подключенных к отключаемым МНС, РП;

- на входе и выходе всех оперативных БИК, подключенных к отключаемым МНС, ПНС, РП;

- узлов подключения объектов нефтедобычи к отключаемым МНС, РП.

После получения ТС «технологический участок остановлен» в соответствии с п. 7.1.10, на НПС, в составе которой находится защищаемый РП, производится закрытие задвижек:

- на входе НПС;

- на входе ФГУ;

- на входе РП;

- на входе и выходе СИКН, подключенных на входе в РП до СППК.





sdamzavas.net - 2018 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...