Порядок действий при возникновении нештатных ситуаций, вызывающих необходимость остановки технологического участка трубопровода

Порядок действий и время реагирования диспетчерского персонала ТДП, РДП при возникновении нештатных ситуаций, вызывающих необходимость остановки ТУ МТ, должны быть регламентированы Инструкцией о порядке управления ТУ МТ и предусматривать:

1. Незамедлительную остановку управляющим диспетчером ТДП (РДП) технологического участка МТ в следующих случаях:

- давление на КП при заполнении МТ не достигло расчетной величины за время, указанное в таблице расчета значений давления на линейных КП при заполнении участка МТ;

- давление на выходе НПС, ГПС, ЛПДС технологического участка МТ после пуска/остановки насосного агрегата не достигло расчетного значения за время, на 10 мин превышающее указанное в карте переходных режимов МТ;

- при изменении установившегося давления от расчетного, указанного в карте технологических режимов работы МТ (уменьшение давления на величину 0,04 МПа (0,4 кгс/см2) и более при наружном диаметре нефтепровода до 820 мм включительно
и на величину 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) и более при наружном диаметре нефтепровода свыше 820 мм или увеличение давления на величину 0,2 МПа (2,0 кгс/см2) и более от расчетной величины), не обоснованном технологическими причинами;

- при поступлении сообщения от СДКУ о самопроизвольном закрывании запорной арматуры линейной части на технологических участках МТ, не оборудованных ЦСПА/САУ;

- при поступлении сообщения от оперативного персонала НПС, от должностных лиц, осуществляющих техническое обслуживание оборудования или ремонтные работы, о самопроизвольном закрывании запорной арматуры линейной части, закрытие которой может привести к перекрытию потока нефти;

- при поступлении сообщения об обнаружении выхода нефти на ЛЧ МТ.

2. Выполнение операций по остановке ТУ МТ в соответствии со схемой. Схема остановки ТУ МТ диспетчерским персоналом (в режиме автоматической остановки или в режиме дистанционного управления) в случае возникновении нештатных ситуаций должна быть регламентирована Инструкцией и разрабатывается для каждого ТУ МТ с учетом следующих требований:

2.1. Остановка ТУ МТ в автоматическом режиме должна осуществляться поочередным отключением насосных агрегатов на головной НПС (в дистанционном режиме управления) и далее на последующих промежуточных НПС – системой автоматики по уставке минимального давления на приеме.

2.2. Остановка ТУ МТ в дистанционном режиме должна осуществляться в следующей последовательности:

- поочередное отключение насосных агрегатов на головной НПС;

- при снижении давления нефти/нефтепродукта на выходе головной НПС до величины Р'_вых должна быть остановлена следующая по потоку нефти/нефтепродукта работающая промежуточная НПС;

- при снижении давления нефти/нефтепродукта на выходе остановленной промежуточной НПС до величины Р'_вых должна быть остановлена следующая по потоку нефти/нефтепроудкта работающая промежуточная НПС;

2.3 При остановке ТУ МТ в дистанционном режиме управляющим диспетчером (ТДП, РДП) должны быть остановлены те промежуточные НПС, которые расположены выше по потоку нефти/нефтепродукта относительно точки предполагаемого выхода нефти/нефтепродукта. Промежуточные НПС, расположенные ниже по потоку нефти/нефтепродукта относительно точки предполагаемого выхода нефти/нефтепродукта, должны быть остановлены в автоматическом режиме системой автоматики по уставке минимального давления на приеме НПС.

 

При не обусловленном технологическими причинами изменении давления
на установившемся режиме работы МТ от расчетного, указанного в карте технологических режимов работы МТ: уменьшение давления на величину 0,04 МПа (0,4 кгс/см²) и более
при наружном диаметре трубопровода до 820 мм включительно и на величину 0,05 МПа (0,5 кгс/см²) и более при наружном диаметре нефтепровода свыше 820 мм, управляющие диспетчеры ТДП (РДП) обязаны:

- незамедлительно, в режиме телеуправления, приступить к остановке участка
в порядке, определенном Инструкцией. На нетелемеханизированном участке дать команду на остановку насосных станций диспетчерам МДП, оперативному персоналу технологических объектов;

- после остановки перекачки закрыть в режиме телеуправления линейные задвижки для локализации места предполагаемого выхода нефти/нефтепродукта;

- на нетелемеханизированных участках направить на трассу бригаду работников ЛАЭС для закрытия задвижек, для проведения обследования с целью уточнения места, характера и локализации последствий предполагаемого повреждения;

- контролировать продвижение бригады по трассе трубопровода;

- диспетчер РДП в срок до 5 мин после остановки трубопровода должен доложить об этом диспетчеру ТДП, главному инженеру филиала ОСТ;

- сообщить об остановке диспетчерам ТДП (РДП) смежных ОСТ;

- приступить к выяснению причины снижения давления;

- действовать в соответствии с ПМЛЛА;

- сообщить об остановке перекачки специалистам филиала ОСТ согласно утвержденной схеме оповещения;

- анализировать тренды изменения давлений и электрических характеристик работавших агрегатов;

- если в результате анализа информации, зафиксированной СДКУ,
или обследования трассы выявлен выход нефти/нефтепроудкта, действовать по ПМЛЛА, ПЛРН и распоряжениям главного инженера ОСТ.

Диспетчер ТДП в срок до 5 мин после остановки трубопровода должен доложить об этом главному инженеру ОСТ, диспетчеру ЦДП.

Диспетчер ТДП в течение 10 мин после поступления доклада от диспетчера РДП об остановке участка трубопровода оценивает необходимость и принимает решения
по изменению грузопотоков, согласовывает их с заместителем генерального директора ОСТ по ТТО (ТТД), главным инженером ОСТ, ЦДП, после чего:

- сообщает руководителям подразделений ОСТ согласно утвержденной схеме оповещения;

- анализирует тренды изменения давлений и электрических характеристик работавших агрегатов;

- если в результате анализа информации или обследования трассы выявлен выход нефти/нефтепродуктов, действует по ПМЛЛА, ПЛРН и распоряжениям главного инженера ОСТ.

 

При не обусловленном технологическими причинами изменении давления
на установившемся режиме работы МТ от расчетного, указанного в карте технологических режимов работы МТ: увеличение давления на величину 0,2 МПа (2,0 кгс/см2) и более
от расчетной величины, управляющие технологическим участком диспетчеры ТДП (РДП) обязаны:

- незамедлительно, в режиме телеуправления, приступить к остановке участка
в порядке, определенном Инструкцией. На нетелемеханизированном участке дать команду на остановку насосных станций диспетчерам МДП, оперативному персоналу технологических объектов;

- с помощью СДКУ определить предполагаемое место повышения давления;

- диспетчер РДП в срок до 5 мин после остановки трубопровода должен доложить об этом диспетчеру ТДП, диспетчерам смежных РДП, (ТДП) совместно эксплуатирующих технологический участок, главному инженеру филиала ОСТ;

- приступить к выяснению причин повышения давления;

- направить на трассу бригаду работников ЛАЭС для проведения обследования трассы технологического участка с целью уточнения места, характера и локализации последствий предполагаемого повреждения, контролировать продвижение бригады ЛАЭС по трассе трубопровода;

- сообщить специалистам филиала ОСТ согласно утвержденной схеме оповещения;

- действовать по распоряжениям главного инженера ОСТ.

Диспетчер ТДП в срок до 5 мин после остановки нефтепровода должен доложить об этом диспетчерам смежных ТДП, совместно эксплуатирующих технологический участок, диспетчеру ЦДП, заместителю генерального директора ОСТ по ТТО (ТТД), главному инженеру ОСТ.

Диспетчер ТДП в течение 10 мин после поступления доклада от диспетчера РДП об остановке участка трубопровода оценивает необходимость и принимает решения
по изменению грузопотоков, сообщает их диспетчеру ЦДП, заместителю генерального директора ОСТ по ТТО (ТТД), главному инженеру ОСТ, после чего:

- сообщает специалистам ОСТ согласно утвержденной схеме оповещения;

- анализирует тренды изменения давлений;

- если в результате анализа информации или обследования трассы причина повышения давления определена, докладывает главному инженеру ОСТ и действует
в соответствии с его указаниями.