Система освобождения аппаратов и утилизации сальниковых утечек

Освобождение электродегидраторов ЭГ-1, 2, буферных емкостей БЕ-1,2, насосов ЦНС 300х120 № 1-5, а также дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов, осуществляется в подземные емкости ЕП - 2, 3.

Освобождение сепараторов С-4..6, электродегидраторов ЭГ-3, 4, производится в подземные емкости ЕП - 11.

Освобождение от нефти змеевиков печей ПТБ-10 осуществляется:

- ПТБ-10 № 1, 2 в подземную емкость ЕП-1;

- ПТБ-10 № 3, 4 в подземную емкость ЕП-9.

Дренаж капельной жидкости, уловленной в газосепараторе ГС-4 осуществляется в подземную емкость ЕП-8.

Освобождение от жидкости насосов ЦНС 180 - 170 (Н-11..13) и дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземную емкость ЕП-5.

Освобождение от жидкости насосов БРХ ЦНС 13 - 140, 38 - 132 № 7, 8, ЕР-1,2 и дренаж утечек сальниковых уплотнений насосов осуществляется в подземную емкость ЕП-16, затем откачивается автоцистерной АКН-10.

Освобождение от нефти измерительных линий СИКН №3-17 и сброс сальниковых утечек с насосов внешней откачки осуществляется в ЕУ-8, затем откачивается автоцистерной АКН-10. Бытовые стоки поступают в ЕУ-9, откуда откачиваются автоцистерной АКН-10.

Дренаж жидкости с газосепаратора ГС-3 производится в подземную емкость ЕП-13 затем откачивается автоцистерной АКН-10;

- из газосепаратора ГС-1 в подземную емкость ЕП-4;

- из газосепаратора ГС-2 в подземную емкость ЕП-12.

Стоки промышленно-ливневой канализации поступают в подземные емкости ЕП-14, 15.

Подземные емкости ЕП оборудованы механическими уровнемерами и датчиками измерения уровня жидкости: ДПУ3 (ЕП-1-5, 8-13), ДУЖ-1М (ЕП-6, 7, 16), ДУУ2-06 (ЕП-14,15). Давления жидкости на выходе погружных насосов при откачке из емкости контролируется манометрами ДМ 2005Cr-Ex.

Жидкость с подземных емкостей откачивается соответственно:

- с емкостей ЕП-1..4, ЕП-14..15 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ-1..4;

- с емкости ЕП-5 через задвижки № 102 в выходной коллектор насосов ЦНС 180-170 (Н-11..13);

- с емкостей ЕП-9..12 в трубопровод выхода подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ-3,4;

- с емкостей ЕП-8, ЕП-13, ЕП-20 откачивается автоцистерной АКН-10,

сливается в ЕП 14,15 и откачивается в трубопровод выхода пластовой воды с электродегидраторов ЭГ 1-4.

Газ с подземных емкостей поступает соответственно:

- с ЕП 1-3 на факел низкого давления (ФНД);

- с ЕП 4 на факел высокого давления (ФВД);

- с ЕП 9-11 на факел низкого давления (ФНД);

- с ЕП 12 на факел высокого давления (ФВД).

 

3.3. Резервная схема работы УПН 1,2

1. При остановке технологической линии № 2 (УПН 2)

1.1. Нефть с УПСВ-С и УПСВ ДНС-10 переводится на УПН 1, открывается задвижка № 3а, закрывается задвижка № 4а.

1.2. Увеличивается удельный расход реагента - деэмульгатора на УПН 1 до нормы, соответствующей общему расходу нефти через УПН;

1.3. Останавливаются печи-нагреватели ПТБ-10 №3, 4 на УПН 2 и запускаются печи ПТБ-10 №1,2 на УПН 1;

1.4. Закрываются задвижки № 224-231, 126, 202, 434, весь поток жидкости переводится на вход печей-нагревателей ПТБ-10 № 1,2;

1.5. Останавливаются злектродегидраторы ЭГ-3, 4 на УПН 2;

1.6. Закрывается задвижка № 127. Весь поток жидкости переводится через злектро­дегидраторы ЭГ-1, 2 УПН 1;

1.7. Закрывается направление подачи реагента на УПН 2;

1.8. Закрываются задвижки № 236-245, 18в, 19в, 41в, 21в, 416в, 119в, 105г, 106г

1.9. Подготовка нефти на технологической линии № 1 ведется по цепочке:, =>БЕ-1,2 =>ПТБ-10 № 1,2 =>ЭГ-1,2 =>С-4, 5, 6 =-> РВС-5000 № 5, 6 РВС-10000 № 1, 3 УПН, РВС-20000 №7,8,9

2. При остановке технологической линии № 1 (УПН 1).

2.1. Эмульсия с нефтепровода ЦДНГ №5,6 переводится на УПН 2, открывается задвижка № 132а, закрывается задвижка № 133а.

2.2. Увеличивается удельный расход реагента - деэмульгатора на УПН 2.

2.3. Закрываются задвижки №№ 5, 516, 517 (вход-выход БЕ)

2.4. Закрываются задвижки №№ 25-38, № 203, 204, 126. Весь поток жидкости переводится через печи ПТБ-10 №3, 4 УПН 2.

2.5. Останавливаются электродегадраторы ЭГ 1 -2 УПН 1.

2.6. Закрывается задвижка № 127. Весь поток жидкости переводится через электродегидраторы ЭГ 3-4 УПН 2.

2.7. Закрывается направление подачи реагента на УПН 1.

2.6. Закрываются задвижки № 46-48, 141, 51-53а, 144, 1в-6в, 12в, 99г-101г, 52г, 53г.

2.7. Подготовка нефти на технологической линии № 2 (УПН 2) ведется по цепочке:

=> ПТБ-10 № 3, 4 => ЭГ-3, 4 => С-4, 5, 6 => РВС-10000 № 1, 3 РВС-5000 №5, 6 РВС-20000 №7, 8, 9

 

3.4. Технологическая схема приготовления реагента - деэмульгатора

 

Для подачи реагента - деэмульгатора в поток нефти, на установке УПН используется блок реагентного хозяйства, оборудованные емкостями ЕР-1,2 для хранения реагента объемом V=8м³ каждая. Емкости оборудованы датчиками измерения уровня жидкости ДУУ2-02, ГАММА-7

Для хранения реагента - деэмульгатора предназначена емкости Е-5 объемом по V=50 м³. Приготовление смеси реагента с нефтью и его подача осуществляется по следующей схеме:

Нефть с напорного нефтепровода ЦДНГ №5,6 через задвижки № 40р,41р по­ступает на прием насосов ЦНС-13-140, 38-132 и двумя потоками по направлениям УПН 1,2 подается в смесители. Для учета нефти на смешение по каждому направлению установлены турбинные преобразователи расхода. Реагент из мерных емкостей объемом V=1,5 м³ поступает на прием дозировочных насосов NP-33, NP-32 Насосом реагент подается в смеситель, где перемешивается с нефтью. Из смесителей смесь реагента - деэмульгатора с нефтью через задвижки №45р, 46р подается во входные коллектора УПН 1,2

Расход чистого реагента - деэмульгатора регулируется ходом плунжера дозировочного насоса в зависимости от необходимой дозы.

По блокам реагента контролируются следующие параметры:

- давление на выкиде дозировочных насосов контролируется электроконтактным манометром ДМ 2005 Cr IEX 1,6МПа и измеряется преобразователем давления Метран – 43 –EX – ДИ 1,0 МПа;

- уровень в мерной емкости Е-1, 2, 3 измеряется датчиками уровня - ДУУ2 – 02 – 0 – 2.0 – 2.0 OM 1,5;

- давление на выкиде нефтяного насоса ЦНС-13-140, 38-132 контролируется электроконтактным манометром ДМ 2005 Cr IEх;

- производительность нефтяного насоса ЦНС 13-140, 38-132 измеряется турбинным преобразователем расхода жидкости VEGA – 03.

Давление на выкиде Ш 5-25 - насоса закачки реагента в дозировочные емкости контролируется электроконтактным манометром ДМ 2005 Cr IЕх.

В случае ремонтных работ в основном блоке реагентного хозяйства имеется возможность подавать реагент с помощью БРХ 25 №1,2.

 

 

 

4. Технологическая карта работы УПН 1,2

 

№ п/п	Наименование процесса, аппаратов и параметров	Индекс аппарата (прибора по схеме)	Ед. изм.	Допускаемые пределы (технологические параметры)	Требуе- мый класс точности приборов	Примечание
1.	Буферные емкости	БЕ-1,2
Давление		МПа	0,2-0,8	1,0	Метран-22ДИВН
Уровень жидкости		м	0,7-1,9	1,0	ДУУ2-06, Гамма-7
2.	Печи – нагреватели ПТБ-10 №1-4	(П - 1…4)
Расход жидкости через печи		м3/час	210 - 700	1,0	VEGA-03
Температура нагрева продукта		0 С	до 70	1,0	Метран-286-02
Давление нефти в выводящем нефтепроводе		МПа	0,2 - 0,8	1,0	Метран--100-Вн-ДИ
Давление топливного газа до регулятора давления		МПа	0,2 – 0,4	1,0	Метран--100-Вн-ДИ
Давление топливного газа после регулятора давления		МПа	0,0015– 0,05	1,0	Метран--100-Вн-ДИ
Температура дымовых газов		0 С	до 700	1,0	Метран--286-02
	Давление воздуха перед горелками печи		кПа	не менее 0,11	1,0	Метран--100-Вн-ДИ
Загазованность в ГРП и на площадке		% НКПРП	до 20		СТМ-10
Высокая температура в ГРП и на площадке (пожар)		0С	до 70		С2000-4
3.	Электродегидраторы ЭГ №1-4	ЭГ-1…4
Давление		МПа	0,15 - 0,8		Метран-22ДИВН
Уровень раздела фаз «вода-нефть»		м	0,5 - 1,5		ДУУ2-06 Гамма-7
Температура нефти		0С	50 - 70		ДУУ2-06 Гамма-7
Обводненность на выходе		%	до 1,0		Phase Dynamics
Электрический ток во внешних фазах А,В,С		А	до 300		ОМЬ-4
Напряжение		В	160 - 245		ОМЬ-3
4.	Сепараторы КСУ	С-4…6
Давление		МПа	0,0-0,005		ДМ200СгЕх
Уровень жидкости		м	0,7 - 1,9		ДУУ2-06, Гамма-7
Температура нефти		0С	45 - 70		ДУУ2-06 Гамма-7
5.	Газосепараторы	ГС-1,2 1-2
Уровень нефти		м	до 1,8		ДУУ2-06
6.	Газосепаратор	ГС-3
Давление		МПа	0,15 - 0,4		Метран-22ДИ-ВН
Уровень жидкости		м	до 1,0		ДПУ 4
7.	Газосепаратор	ГС-4
Давление		МПа	0,15 -0,4		Метран-22ДИВН
Уровень жидкости		м	до 1,0		Сапфир-22ДУ
8.	Технологические резервуары РВС-10000м3	РВС-1,3
Максимальный рабочий уровень		м			Гамма-7
Минимальный рабочий уровень		м	7,5		ДУУ2-15 Гамма-7
Максимальная скорость наполнения и опорожнения		м3/час
9.	Технологические резервуары РВС-5000м3	РВС - 5,6
Максимальный рабочий уровень		м
Минимальный рабочий уровень		м	7,5		ДУУ2-15 Гамма-7
Максимальная скорость наполнения и опорожнения		м3/час
10.	Очистные резервуары РВС-5000 м3	РВС-3,5
Максимальный рабочий уровень		м			Гамма-7
Минимальный рабочий уровень		м	7,5		ДУУ2-15 Гамма-7
Максимальная скорость наполнения и опорожнения		м3/час
11.	Подземные емкости ЕП
Уровень жидкости	ЕП - 6,7,8,13 -16	м	0,5-1,5		ДПУ 3, ДУУ 2
ЕП -1-5, 9-12,17-19 ЕУ8,9	м	0,5-1,8		ДПУ 3
12.	Технологические насосы ЦНС 300 - 120	Н - 1,2,4,5
Давление на приеме		МПа	0,01-0,3		Метран-22ДИ-ВН ДМ2005Сгх
Давление нагнетания		МПа	0,3-1,5
Температура подшипников насоса и эл.двигателя гидропяты		0С.	до 80		ТСП-0595
Уровень в камере утечек сальников		М	до 0,1		ДУУ 2-02
13.	Технологические насосы ЦНС 300 -120	Н - 3
	Давление на приеме		МПа	0,01-0,3		Метран-22ДИ-ВН ДМ2005Сгх
Давление нагнетания		МПа	1-1,5
Температура подшипников насоса и эл.двигателя гидропяты		0С.	до 80		ТСП-0595
Уровень в камере утечек сальников		М	до 0,1		ДУУ 2-02
14.	Внутрипарковая насосная ЦНС 180 -170	Н-11,12,13
Давление на приеме		МПа	0,01-0,3		Метран-22ДИ-ВН ДМ2005Сгх
Давление нагнетания		МПа	0,3-0,55
Температура подшипников насоса и электродвигателя, узла разгрузки		0С	до 80		ТСП-0595
15.	Воздушная компрессорная	ВК-1, 2
Рабочее давление		МПа	0,3-0,5		Датчик давления РТ
Перепад давления на фильтре		МПа	0,07
Температура точки росы		0С	-57		Датчик МТ11
Температура компрессора		0С	82 - 96		Датчик МТ11
16.	Блок реагентного хозяйства	БР
Давление на выкиде дозировочного насоса N P32, 33	НД 1,2,3,4	МПа	0,6 - 1,0
	Производительность дозировочного насоса N P32, 33	НД 1,2,3,4	л/час
Уровень в мерной емкости	Е 1,2,3	м	0,1-0,9		ДУУ2-02 Гамма7
17.	Давление на приеме ЦНС 13 - 140, 38 -132	НН	МПа	0,01-0,3		ДМ2005СгЕх Метран-100ВнДИ ДМ2005СгЕх Метран-100ВнДИ
Давление на выкиде ЦНС 13 -140, 38 -132	НН	МПа	0,15 - 1,3
Давление на выкиде НМШ 5-25-4,04	НН	МПа	0,4
Производительность ЦНС 38 -132	НН	м3/час
Производительность ЦНС 13 -140	НН	м3/час
Температура подшипников насоса и эл.двигателя		0С	до 80		ТСП-0595
Уровень в камере утечек сальников		М	до 0,1		ДУУ 2-02
Производительность НМШ 5-25-4,04		л/час
Уровень в емкости хранения	ЕР-1,2	м	0,3 - 1,3		ДУУ2-02 Гамма7
18.	Резервуары хранения нефти РВС 20 000 м3	РВС-7,8,9
Максимальный рабочий уровень		м			ДУУ2-12
	Минимальный рабочий уровень		м	0,5		ДУ «Радон»
Максимальная скорость наполнения и опорожнения		м3/час
19.	Пожарные резервуары РВС-2000 м3 ПВ 1,2
Максимальный рабочий уровень		м			«РОС 121»
Минимальный рабочий уровень		м	1,5		ДУУ210, Гамма7М
Максимальная скорость наполнения и опорожнения		м3/час
20.	Насос циркуляционный водяной К100-65-250	НЦ
Давление на выкиде		МПа	0,2 – 0,9		ДМ2010CrУ2
21.	Насос дозатор пенный ЦВК 6,3 -160	НП
Давление на приеме		МПа	0,01 – 0,25		ДМ2010CrУ2 0,1
Давление нагнетания		МПА	1,6 – 2,15
22.	Погружные насосы НВ-50 – 50	ЕП
Давление на выкиде		МПа	0,2 – 0,5		ДМ2005СгЕх 0.6
23.	Насос повыситель водяной 200Д90	НВ-1..3
Давление на приеме		МПа	0,05 – 0,1		ДМ 2010CrY2
	Давление нагнетания		МПа	0,2 – 0,9		ДМ 2005CrY2
Давление в коллекторе		МПа	0,2 – 0,9		Метран 100 ЕХ
Производительность насоса		м3/час
	Емкость хранения пенообразователя	Р-1,2	М	0,25-1,5		ДУУ 2-02
25.	Насосы внешней откачки ЦНС 300 - 360	НН-1..5
Давление на приеме		МПа	0,01 - 0,3		Метран-22ДИ-ВН ДМ2005Сгх
Давление нагнетания		МПа	2,2 - 3,8
Уровень в камере утечек сальников		М	до 0,1		ДУУ 2-02
Температура подшипников насоса и эл. двигателя, гидропяты		0С.	До 80		ТСП-0595
26.	Клапан регулятор давления		МПа	0,5 - 3,0		Метран 100 ВНДИ
27.	СИКН	СИКН №3-17
Влагосодержание		%	До 0,5		Phase Dynamics
Газосодержание в нефти		ИВ	0 - 50		ИФС-1М-700В
Давление в коллекторе		МПа	0,5 - 3,0		Метран 43-ДИ-ВН
Расход через ТОР		м3/час	6 - 30		ТОР-1-50
Расход по рабочей линии		м3/час	до 900		НОРД-200
Расход по контрольной линии		м3/час	120 - 1020		PNF-200
28.	Блоки реагентного хозяйства БРХ	БР-1,2
Давление на выкиде НД-25-40		МПа	0,1-0,9		ЭКМ-1У
Производительность НД-25-40		л/час
Давление на выкиде НД1000-10		МПа			ЭКМ-1У
Уровень в емкости		м	0,3 - 1,6		ДДУ2-02
Производительность НД1000-10		л/час

5.Контроль технологического процесса

 

5.1. Аналитический контроль технологического процесса

 

Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти для определения обводненности на входе на установку, выходе с электродегидраторов, после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепроводов после очистных резервуаров.

Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газовоздушной среды по производственным площадкам и помещениям. Лабораторный контроль производства и автоматический контроль производства представлены в таблицах 5.1.; 5.2.

 

5.1.1. Аналитический контроль производства

Таблица 5.1.

№ п/п	Место отбора пробы	Контролируемый показатель	Норма	Периодичность контроля	Метод контроля
	Выход нефти после электродегидраторов УПН 1,2	Массовая доля воды, %	до 1,0	1р/12 час	ГОСТ 2477-65
	Трубопровод входа эмульсии на УПН 1,2	Массовая доля воды, %	до 10	1р/12час	ГОСТ 2477-65
	Товарные РВС	Массовая доля воды, %	до 1,0	По требованию	ГОСТ 2477-65
	Трубопровод выхода воды из ОРВС	Содержание нефтепродуктов в подтоварной воде мг/л	до 60	2р/сутки	ОСТ 39-133-81
	СИКН № 3-17	Массовая доля воды, %	до 0,5	1р/12час	ГОСТ 2477-65

 

5.1.2. Автоматический контроль производства

 

Таблица 5.2

№ п/п	Наименование операции, процесса, продукта	Место отбора проб	Контролируемые параметры	Метод контроля	Периодичность контроля)
	Контроль обводненности нефти после ЭГ.	Блок измерения качества нефти	Содержание воды в нефти, %	Влагомер Phase Dynamics	Непрерывно
	Контроль обводненности нефти на входном коллекторе ЦДНГ 4,5,6.	Блок измерения качества нефти	Содержание воды в нефти, %	Влагомер Phase Dynamics	Непрерывно
	Контроль обводненности товарной нефти.	СИКН №3-17 (линия качества)	Содержание воды в нефти, %	Влагомер Phase Dynamics	Непрерывно
	Анализ газовоздушной среды по перечню газоопасных мест.	УПН 1,2	Содержание углеводородов	Газоанализатор СТМ-10, ДВК	Непрерывно
	Контроль плотности товарной нефти.	СИКН №3-17 (линия качества)	Плотность нефти	Плотномер SVT 36 X2	Непрерывно

 

 

5.2. Система сигнализации и блокировки УПН 1,2

 

№ п/п	Наименование оборудования, Наименование параметра	Критический параметр	Величина устанавливаемого придела	Сигнализация	Блокировка	Операция по отключению, включению, переключению и другому воздействию
min	max	min	max	min	max
1.	Буферные емкости БЕ - 1,2
давление, МПа	1,1	0,2	0,8	0,2	0,8			Предупредительная сигнализация. При Р – 1,1 МПа срабатывает СППК
уровень жидкости, м	2,1	0,7	1,9	0,7	1,9			Предупредительная сигнализация
2.	Печи ПТБ-10 № 1 - 4	При срабатывании одной или нескольких блокировок происходит останов печи.     При Р – 0,11 МПа срабатывает СППК
температура нагрева продукта, 0С
температура дымовых газов, 0С
давление нефти на выходе, МПа		0,2	0,8	0,25	0,7	0,2	0,8
давление газа до РДБК, МПа		0,2	0,4	0,23	0,35		0,4
давление газа после РДБК, МПа	0,11	0,0015	0,05	0,003	0,045	0,0015	0,05
давление воздуха на горелки печи, КПа		0,1		0,12		0,1
расход нефти через печь, м3/час
загазованность в ГРП и на площадке печи, % НКПРП					20; 40
	высокая температура в ГРП и на площадке печи (пожар), 0С
отсутствие пламени на горелках				+		+
исчезновение напряжения в цепях управления				+		+
	Электрогидраторы ЭГ-1..4
давление, МПа	0,88	0,15	0,8	0,15	0,8			Предупредительная сигнализация. При Р – 0,88 МПа срабатывает СППК
электроток во внешних фазах А,В,С.								Отключение ЭГ
открытая дверь на площадке обслуживания трансформатора				+		+
наличие газовой шапки в ЭГ				+		+
разгерметизация проходных изоляторов				+		+
повышение или понижение уровня масла в узлах ввода высокого напряжения				+		+
	Сепаратор С-4..6
давление, МПа	0,44		0,005		0,005			Предупредительная сигнализация. При Р – 0,44 МПа срабатывает СППК
уровень жидкости, м	2,1	0,7	1,9	0,7	1,9			Предупредительная сигнализация
	Газосепаратор ГС-1,2
уровень жидкости, м			1,8		1,8			Предупредительная сигнализация
	Газосепаратор ГС-4
уровень жидкости, м	1,2		1,0		1,0			Предупредительная сигнализация
давление, МПа	0,88	0,15	0,4	0,15	0,4			Предупредительная сигнализация. При Р – 0,88 МПа срабатывает СППК
	Газосепаратор ГС-3
уровень жидкости, м	1,2		1,0		1,0			Предупредительная сигнализация
	Технологические резервуары РВС-10000м3 № 1,3; РВС-5000м3 №5,6.
уровень жидкости, м	10,5	7,5						Предупредительная сигнализация
cрабатывание устройств пожарной сигнализации (пожар на РВС) 0С								При получении сигнала “ПОЖАР” отрабатывает система автоматического пеноводотушения
	Очистные резервуары ОРВС-5000м3 №3,5
уровень жидкости, м	10,5	7,5						Предупредительная сигнализация
	Подземные емкости ЕП №1-19
уровень жидкости, м								Предупредительная сигнализация. Отключение насоса.
ЕП №1-5, 9-12, 17-19, ЕУ-8,9	2,3	0,5	1,8	0,5	1,8	0,5
ЕП №6-8,14,13 - 16	2,0	0,5	1,5	0,5	1,5	0,5
	Насос НВ Е 50 - 50. Погружные емкости.
Давление нагнетания		0,2	0,5	0,25	0,45			Предупредительная сигнализация.
	Технологические насосы ЦНС 300 - 120 № 1,2,4,5 (насосные блоки)	При срабатывании одной или нескольких блокировок происходит останов насоса. При 20% НКПР запуск аварийного вентилятора, при 40% останов насоса
давление нагнетания МПа		0,3	1,5	0,4	1,4	0,3	1,5
	Технологический насос ЦНС 300 -120 № 3
давление нагнетания МПа		1,0	1,5	1,1	1,4	1,0	1,5
	Технологические насосы ЦНС 300 -120 №1-5
температура подшипников насоса и эл. двигателя, гидропяты 0С
уровень в камере утечек, м			0,1		0,1		0,1
загазованность насосной, %НКПР					20; 40
высокая температура в насосном блоке (пожар), 0С
давление на входе насосов, МПа		0,01		0,015		0,01
	Внутрипарковые насосы ЦНС 180 - 170 № 1-3	При срабатывании одной блокировок происходит останов насоса
	давление на входе, МПа		0,01		0,015		0,01
давление нагнетания, МПа		0,3	0,55	0,35	0,5	0,3	0,55
температура подшипников насоса и эл.двигателя, гидропяты 0С
уровень в камере утечек сальников, м.			0,1		0,1		0,1
загазованность насосной, % НКПРП					20; 40			При 20% НКПР запуск аварийного вентилятора, при 40% останов насоса.
высокая температура в насосном блоке (пожар), 0С								Отключение насоса
	Воздушная компрессорная ВК 1-2
давление до БОВ, МПа	1,15	0,3	0,5		0,5		0,5	Предупредительная сигнализация. При Рмин.-запуск ВК, при Рмакс.-остановка ВК. При Р – 1,15 МПа срабатывает СППК
температура воздуха в системе, 0С								Предупредительная сигнализация, отключение ВК
	Блок реагентного хозяйства
давление нагнетания насоса NP-32,33, МПа		0,6	1,0				1,0	Отключение насоса
	загазованность в БР, % НКПРП					20;40			Останов агрегата при срабатывании одной или нескольких блокировок
высокая температура в блоке (пожар) БР, 0С								При 20% пуск аварийного вентилятора, при 40% останов насоса
уровень реагента в мерной емкости Е 1,2,3		0,1	0,9	0,1	0,9
	Насос ЦНС 13 - 140, 38 - 132
давление нагнетания, МПа		0,15	1,3	0,2	1,2	0,15	1,3	Отключение насоса
давление на приеме, МПА		0,01		0,01
уровень в камере утечек cальников, м			0,1		0,1		0,1	Отключение насоса
температура подшипников насоса и эл. двигателя, 0С								Отключение насоса
	Резервуары хранения нефти РВС - 20000 № 7,8,9
уровень жидкости, м	11,5	0,5		0,5				Предупредительная сигнализация
срабатывание устройств пожарной сигнализации (пожар на РВС), 0С								при поступлении сигнала с двух датчиков включение автоматической системы пожаротушения
	Насосы внешней откачки ЦНС 300 - 360 №1-5 (насосная внешней откачки)
давление нагнетания, МПа		2,2	3,8	2,3	3,7	2,2	3,8	Останов агрегата при срабатывании одной или нескольких блокировок
давление приема, МПА		0,01		0,015		0,01
уровень в камере утечек сальников, м			0,1		0,1		0,1
температура подшипников насоса и эл. двигателя, гидропяты, 0С
загазованность в насосном блоке, % НКПР					20; 40			При 20% пуск аварийного вентилятора, при 40% останов насоса
высокая температура в насосном блоке (пожар), 0С								Отключение насоса и вентилятора
	СИКН №3-17
влагосодержание (обводненность),%	1,0		0,5		0,4			Предупредительная сигнализация
давление в напорном коллекторе, МПа	4,0	0,5	3,0	0,7	2,8	0,5	3,0	СППК срабатывают при 4,0 МПа, при 0,5 МПа - останов насосов
газосодержание в нефти, ИВ (индицируемая величина)								Предупредительная сигнализация
	Блок реагентного хозяйства БР-1,2
давление нагнетания насоса НД-25 - 40, МПа			0,9				0,9	При срабатывании одной или нескольких блокировок происходит останов насоса
загазованность в БР, % НКПР					20;40			При 20% НКПР звуковой сигнал, при 40% останов насоса
высокая температура в блоке (пожар), 0С								Отключение насоса и вентилятора
уровень реагента в емкости V-6м3 , м		0,5	3,0	0,5	3,0
	Пожарный РВС-2000 ПВ-1,2
Уровень воды, м		1,5				1,5		Отключение насоса повысителя 200Д90 НВ-1-3
	Емкость хранения пенообразователя Р-1,2		0,25			0,25	0,25		Отключение насосов –дозаторов НП-1,2
	Насосы циркуляционные водяные К100-65-250 НЦ-1,2
Давление на выходе, МПа		0,2	0,9	0,2			0,9	Отключение насоса, при включении насосов-повысителей 200Д90 НВ-1,2,3 – отключение насосов НЦ-1,2

 

6. Порядок пуска, остановки УПН 1,2 при нормальных условиях

6.1. Подготовка к пуску

1. Пуск УПН осуществляется укомплектованным по штату эксплуатационным персоналом, прошедшим обучение о порядке пуска, эксплуатации и вывода на нормальный технологический режим, под непосредственным контролем начальника ЦППН.

2. Первоначальный ввод в эксплуатацию осуществляется после проведения всего комплекса строительно-монтажных и пуско-наладочных работ, предусмотренных проектом, с оформлением соответствующей документации и наличии в обязательном порядке следующих документов:

- проектной документации;

- исполнительной документации;

- актов на скрытые работы;

- актов на гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов;

- актов на ревизию оборудования;

- паспортов оборудования;

- документации на обучение обслуживающего персонала;

- технологического регламента;

- плана ликвидации возможных аварий;

- актов на испытание аварийной сигнализации;

- актов приемочной комиссии;

- инструкций по технике безопасности;

- инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования;

- должностных инструкций обслуживающего персонала.

- протоколы предпусковых испытаний взрывозащищенного электрооборудования

3. К моменту приема сырья с территории должны быть убраны мусор, посторонние предметы, прекращены все строительные и огневые работы. Все рабочие и ИТР, не связанные с пуском, должны быть удалены с территории установки.

4. Проверяется готовность подачи на установку электроэнергии, воды, реагентов, работа вентиляционной системы, пожаротушения, приборов КИП и А.

5. Все работы, связанные с приемом нефти на УПН, должны быть утверждены главным инженером НГДУ

Непосредственно перед пуском необходимо:

- оповестить обслуживающий персонал о начале пуска;

- получить сигнал готовности к пуску от дежурных КИП и А и электриков;

- предупредить начальника смены ЦИТС о начале пуска;

- сообщить диспетчерам и начальникам смежных цехов о начале пуска;

- убедиться в исправности оборудования;

- проверить правильность составления технологической схемы;

- оповестить начальника цеха и сменного инженера-технолога ЦПС о необходимости быть готовым к изменениям в составе и качестве поступающей нефти.

6. Пуск и остановку блока БР, воздушной компрессорной, насосов перекачки нефти и насосов подтоварной воды производить в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

До приема сырья на установку, должны быть прекращены все строительно-монтажные работы, закончено благоустройство территории, производственно-комплекс­ное опробование всего оборудования и его наладка.

Перед пуском установки проверяется подача электроэнергии на электрооборудова­ние, воздуха в систему КИП и А, воды, теплоносителя, готовность подачи реагента, включе­ние вентиляции и приборов.

Порядок приема нефти на установку согласовывается с начальником смены ЦИТС.

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: