Узлы запуска, пропуска и приема СОД.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

- запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

- прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

- пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

- для нефтепровода условным диаметром до 400 мм включительно - 120 км;

- для нефтепровода условным диаметром от 500 до 1200 мм - 280 км.

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

- камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

- камера приема средств очистки и диагностики;

- емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

- технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

- периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

- система энергоснабжения и молниезащиты;

- система электрохимической защиты от коррозии;

- средства контроля и управления;

- грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

- обвалование;

- подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

- грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

- площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);

- датчик контроля герметичности;

- датчик давления класса точности не ниже 0,25;

- манометр класса точности не ниже 1;

- сигнализатор прохода СОД;

- поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Общий вид камер запуска и приема СОД показан на рисунке 13.6.а-13.6.б. Размеры D_H , D_p и L для различных диаметров трубопроводов приводятся в специальных таблицах [34] .

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

- центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

- клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м³/ч;

- замерный люк Ду 150;

- люк-лаз, Ду 800;

- патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;

- сигнализатор уровня.

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Dy	- условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1	- условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2	- условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3	- условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4	- условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
D5	- условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм
Д	- патрубок для подачи пара или инертного газа
Ж	- патрубок для установки запасовочного устройства
	- блокировочные трубопроводы и арматура
	- запорная арматура с электроприводом
	- манометр
	- датчик давления
	- направление потока нефти

Рисунок 13.6.в - Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

- перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

- перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

- заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

- запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

- запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

- прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

- прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

- дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;

- откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

- откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

Технические указания:

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м³/ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м³/ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м³/ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

- камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

- задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

- камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

	- основные технологические трубопроводы
	- задвижка с электроприводом
	- обратный клапан
	- направление потока нефти

Рисунок 13.6.г - Технологическая схема узла пропуска СОД

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

- перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

- пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

- перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

- прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

- запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

Технические указания:

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.