Характеристика готовой продукции

 

Продукцией установок подготовки УПН 1,2 являются нефть, подготовленная в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, пластовая вода и газ, поставляемый на прием компрессорной низких ступеней сепарации УВСИНГ. По показаниям степени подготовки нефть должна соответствовать нормам ГОСТ Р 51858 - 2002 «Нефть. Общие технические условия», указанным в таблице Подтоварная вода должна соответствовать нормам, указанным в таблице.

 

2.6.1. Характеристика товарной нефти

Таблица 2.7

Наименование показателей	Норма для группы	Метод испытания
I	II	III
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм, не более				ГОСТ 21534 и 9.6 стандарта
Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	ГОСТ 2477 и 9.5 стандарта
Массовая доля механических примесей, % не более	0,05	0,05	0,05	ГОСТ 6370
Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)	ГОСТ 1756-52 и 9.8 стандарта

 

2.6.2. Характеристика пластовой воды

Таблица 2.8

 

№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов изготовляемой продукции	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
	Пластовая вода:			Для закачки в пласт
1.1	Содержание твердо взвешенных веществ, мг/л	до 40	СТП 0148463-007-88
1.2	Содержание нефтепродуктов на выходе с очистных РВС, мг/л	до 60	СТП 0148463-007-88

 

3. Описание технологического процесса УПН 1,2

 

Технологический процесс установок подготовки нефти УПН 1,2 осуществляется по следующей схеме:

Нефть с установок предварительного сброса воды Вачимского, Тундринского, Северо-Юрьевского, Западно-Солкинского, Солкинского, Комарьинского, Новобыстринского месторождений поступает на узел распределения потоков УПН 1,2. Нефть Быстринского месторождения поступает отдельным потоком на УПСВ «Б». Входные коллектора Быстринского месторождения разделены от потоков других месторождений посредством установки заглушек. Установка заглушек зарегистрирована в «Журнале регистрации установок и снятия заглушек». Обслуживающий персонал выполняет периодический осмотр целостности заглушек, результаты осмотра фиксируются в «Журнале обхода и осмотра заглушек и пломб».

На узле распределения потоков нефть с Вачимского, Северо-Юрьевского, Новобыстринского месторождений через задвижки №133а, 5, 500, 501 поступает на буферные емкости БЕ-1,2, объемом V=100 м³ каждая, где происходит дальнейшее разгазирование нефти.

Буферные емкости оборудованы приборами измерения уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости.

Контроль давления в буферных емкостях осуществляется техническими манометрами и датчиками давления Метран-43-ДИ-Вн.

Регулируется давление пневмоклапаном типа ВЗ, установленном на общей линии выхода газа из буферных емкостей. Регулирование может производиться в ручном и автоматическом режимах. Пределы регулирования давления в БЕ-1,2 Р= 0,20 - 0,80 МПа.

Уровень жидкости в буферных емкостях контролируется датчиками уровня ДУУ2-06.

Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа ВЗ, установленными на линиях выхода жидкости из каждой буферной емкости.

Пределы регулирования уровня жидкости Н =0,7-1,9 м.

Предельно-допустимый уровень жидкости в буферных емкостях контролируется датчиками уровня ДУУ 2-06.

Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Pmin=0,2 МПа и Рмах=0,80 МПа, по уровню жидкости в аппарате при Hмin=0,7 м и Н мах=1,9 м.

Показания с датчиков уровня и давления выведены на вторичные приборы Гамма-7 и панели оператора «Panel Ware», установленные в МПУ-1.

Разгазированная в буферных емкостях нефть через задвижки № 516, 517 поступает на печи-нагреватели.

Нефть с Тундринского, Западно-Солкинского, Солкинского, Комарьинского месторождений через задвижки № 2а, 4а поступает на УПН 2, где через задвижки №203, 204 смешивается с нефтью после буферных емкостей.

Поступившая нефть равномерно распределяется по печам-нагревателям ПТБ-10 №1-4, где нагревается до температуры 50-70⁰ С.

Контроль за работой печи ПТБ-10 осуществляет комплекс управления печью ПТБ УПН автоматизированный «БН-Печь».

Комплекс предназначен для контроля и управления печами типа - печь трубная блочная ПТБ-10.

В состав комплекса входят:

- панель аппаратурная ПА1;

- графическая сенсорная панель оператора (СПО) Bernecker&Rainer Power Panel PP180 в составе ПА1;

- шкаф автоматического управления вентилятором (ШАУВ);

- программное обеспечение для верхнего уровня (АРМ).

ПА1, СПО установлены в шкафу аппаратном – в блоке управления печей (БУС).

ШАУВ установлен в блоке управления печей (БУС).

Комплекс управления печью ПТБ-10 УПН 1,2 автоматизированный: «БН-Печь» выполняет контроль следующих параметров:

- температуры нефти на входе в печь – термопреобразователь Метран-286-Ехia;

- наличие пламени в горелке – сигнализатор наличия пламени СНП-1;

- температуры нефти на выходе из печи – термопреобразователь Метран-286-Ехia;

- давление нефти на входе в печь - датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;

- давление нефти на выходе печи - датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;

- давление газа перед РДБК - датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;

- давление газа на горелки - датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;

- давление воздуха на горелки – Метран-100-Ех-ДИ;

- расхода нефти на выходе печи – блок обработки данных «VEGA-03»;

- наличие напряжения в схеме электропитания шкафа аппаратного – преобразователь напряжения ОМЬ-3.14;

- состояния вентилятора;

- загазованности в ГРП печи – датчиками загазованности сигнализатора СТМ- 10;

- температуры дымовых газов - термопреобразователь Метран-281-Ехia;

- пожар печи – датчиками ИП103-1В совместно с приемно-контрольным прибором С2000-4.

Расход нефти через печи ПТБ-10 контролируется преобразователями расхода турбинными типа PNF, установленными на трубопроводе входа нефти в печь. Показания расходомеров выведены на блоки обработки данных «VEGA-03», установленные на стойках УСА-2ТК в БУС печи.

Во избежание аварийных ситуаций предусмотрена система блокировок обеспечивающая остановку печи по сле­дующим параметрам:

- температура нефти при выходе из печи, при tmax=70 ⁰C;

- давление нефти в выходящем трубопроводе, при Pmin=0,2 МПа и Рмах=0,8 МПа;

- расход нефти через печь, при Qmin=210 м³/час;

- температура дымовых газов на выходе из печи, при tmax=700 ⁰С;

- давление газа на горелках печи, при Рmin=0,0015 МПа и Pmax=0,05 МПа;

- давление воздуха на горелки печи Рmin= 0,1 КПа;

- отсутствие пламени на горелках печи;

- загазованность на площадке печи при 40% НКПРП;

- пожар на площадке печи;

- пожар в ГРП;

- загазованность в ГРП при 40% НКПРП.

Нагретая в печах-нагревателях ПТБ-10 №1-4 до температуры 50-70 ⁰С нефть поступает в электродегидраторы горизонтального типа ЭГ-1..4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

Электродегидраторы оборудованы приборами:

- контроля электрического тока в фазах «А», «В», «С»;

- контроля напряжения фаз «А», «В», «С» внешней цепи;

- контроля и регулирования давления;

- контроля и регулирования межфазного уровня «вода-нефть»;

- контроля температуры жидкости;

- контроля наличия газовой шапки в электродегидраторе;

- контроля минимального и максимального уровня масла в двух проходных изоляторах;

- контроля открытия калитки ограждения высоковольтных трансформаторов напряжения.

Электрический ток в каждой фазе контролируется приборами ОМЬ-4, установленными в МПУ №8 (ЭГ-1, ЭГ-2) и МПУ №10 (ЭГ-3, ЭГ-4). Аварийная сигнализация срабатывает при I=240 А блокировка при I=300 А.

Напряжение в каждой фазе контролируется приборами ОМЬ-3, установленными в МПУ №8 (ЭГ-1, ЭГ-2) и МПУ №10 (ЭГ-3, ЭГ-4). Пределы измерения напряжения U=160…400 В. Показания снимаются с панели оператора «PaneiWare», установленной в МПУ №1. Предупредительная сигнализация срабатывает при значении напряжения Umax=243 В и Umin=100 В.

Давление жидкости в электродегидраторах контролируется приборами Метран-22-ДИ-Вн. Регулирование давления осуществляется посредством пневмоклапана типа ВЗ, установленного на трубопроводе выхода нефти из каждого электродегидратора. Регулирование может производиться в ручном и автоматическом режимах. Пределы регулирования давления в электродегидраторах Р=0,15…0,8 МПа. Предупредительная сигнализация срабатывает при достижении следующих значений давления Рmin=0,15 МПа и Рmax=0,8 МПа.

Уровень раздела фаз «вода-нефть» измеряется датчиками ДУУ2-04 с одновременным контролем температуры эмульсии в электродегидраторах. Датчики подключены к контроллерам Гамма-7 установленным в МПУ №1 (ЭГ-1, ЭГ-2) и МПУ №3 (ЭГ-3, ЭГ-4). Регулирование уровня раздела фаз осуществляется пневмоклапаном типа ВО, установленного на трубопроводе выхода воды из каждого электродегидратора. Пределы регулирования уровня раздела фаз Н=0,5-1,5 м

Контроль наличия газовой шапки в электродегидраторе и контроль минимального и максимального уровня масла в проходных изоляторах осуществляется при помощи датчиков ДПУ-4 сигнализаторов уровня СУР-2М. Во избежание аварийных ситуаций при ведении технологического процесса предусмотрена система блокировок по остановке электродегидратора в следующих случаях:

- короткое замыкание цепи электротока в трансформаторе (электрическая защита);

- разгерметизация проходных изоляторов и понижении ниже допустимого уровня масла в узлах ввода высокого напряжения;

- повышение выше допустимого уровня масла в узлах ввода высокого напряжения;

- наличие газовой шапки в электродегидраторе;

- открытие калитки на площадке обслуживания трансформатора.

Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой T=50 – 70 ⁰С из электродегидраторов ЭГ-1..4 поступает в сепараторы С - 4..6, объемом V=100 м³ каждый, для дальнейшей ее стабилизации.

На входе сепараторов осуществляется контроль:

- температуры - термопреобразователь ТСМУ-Метран-274-Ех;

- давления – датчик давления Метран-22-ДИ-Вн.

В каждом сепараторе осуществляется контроль давления, температуры жидкости, а так же регулирование уровня жидкости.

Уровень жидкости в каждом сепараторе контролируется датчиками уровня ДУУ2-06 с одновременным контролем температуры и давления в сепараторе, и регулируется посредством пневмоклапана типа ВЗ, установленного на трубопроводе по выходу нефти из каждого аппарата. Пределы регулирования уровня Н=0,7-1,9 м.

Сигнализация предельных значений уровня в сепараторах осуществляется датчиками уровня ДУУ2-06.

Два датчика уровня применены для надежности, чтобы в любой момент регулирование уровня можно было перевести с одного датчика на другой.

Контроль давления газа в каждом сепараторе С-4..6 осуществляется электроконтактными манометрами ДМ-2005. Давление в сепараторах С-4..6 должно быть не более 0,005 МПа.

Показания значений уровня, давления и температуры выводятся на контроллеры Гамма 7, установленные в МПУ №3.

Предупредительная сигнализация срабатывает: по уровню жидкости в каждом сепараторе Hmin=0,7 м и Нmах=1,9 м; по давлению Рmах=0,005 МПа.

На трубопроводе выхода нефти из С-4..6 установлены следующие приборы контроля:

- температуры - термопреобразователь ТСМ -0595 - Вн;

- давления – датчик давления Метран -22 - ДИ - Вн;

- обводненности – влагомер «Phase Dynamics».

Стабилизированная нефть из сепараторов С - 4..6 поступает в технологические резервуары РВС-10000 м³ № 1, 3 (через задвижки №139, 140) РВС-5000 м³ № 5,6, (через задвижки №271, 272) откуда насосами ЦНС 300-360 насосной внешней откачки, откачивается на ЦКПН НГДУ «Федоровскнефть».

РВС-20000 м³ №7, 8, 9 используются для хранения подготовленной нефти и для заполнения при аварийном отключении насосов внешней откачки (НВО). Заполнение РВС-20000 №7, 8, 9 происходит через задвижки №401, 402, 403.

После гравитационного отстоя нефть с влагосодержанием до 0,5% и содержанием хлористых солей до 100 мг/л из резервуаров по нефтяному «стояку» с высоты Н=7,0 м поступает на прием насосов ЦНС 300х360 (НН1..НН5) и через систему измерения количества и показателей качества нефти (СИКН №3-17) откачивается на СИКН №555-1 ЦКПН НГДУ «Федоровскнефть». На приемном коллекторе насосов (НН1..НН5) установлены два индикатора фазового состояния ИФС-1В.

На СИКН №3-17 (три рабочих и одна контрольная линии) контролируются следующие параметры:

- давление – датчиком давления Сапфир-22-ДИ-Вн;

- расход – турбинным преобразователем расхода (три рабочих – НОРД-200, контрольная линия – PNF);

- давление до и после фильтра – технический манометр МП4-У;

В коллекторе на выходе СИКН №3-17 контролируется:

- давление – датчиком давления Метран-43-ДИ-Вн;

- температура – термопреобразователем ТСМУ 3212Ех;

- влагосодержание - влагомером «Phase Dynamics»;

- расход через линию качества - преобразователем расхода ТОР.

Показания с датчиков расхода выведены на вторичные приборы «Дельта-2» и в МПУ №3.

На СИКН №3-17 внедрена система контроля и управления насосами внешней откачки НВО ЦППН. На выкидном коллекторе насосов (НН1..НН5) установлены СППК 150х40 с отсекающими задвижками № 163у, 164у, 165у, 166у, 167у, 168у до и после клапанов. СППК отрабатывают при давлении в напорном коллекторе 4,0 МПа. Сброс нефти с предохранительных клапанов осуществляется по трубопроводу Д 400 мм через задвижку №169н в приемный коллектор Д 700 мм ЦНС 300 - 360 № 1-5

После СИКН №3-17 на коллекторе установлен многооборотный электропривод клапана регулятора AUMA SAExC 07.5 с отсекающими задвижками № 161н, 162н, обеспечивающий заданное давление в трубопроводе после клапана – регулятора.

Давление в трубопроводе контролируется двумя датчиками давления Метран 100 ВНДИ, установленными до и после клапана-регулятора.

На клапане регуляторе установлен датчик положения. Информация о проценте открытия клапана и значениях давления выведена в МПУ №3, и далее в «АРМ оператора». Пределы регулирования давления 0,50-3,0 МПа. Предупредительная сигнализация срабатывает Рmin=0,7 МПа и Рmax=2,8 МПа.

Управление клапаном осуществляется по заданному алгоритму регулятором давления: оператором ЦППН, оператором ПСП нефти ЦКПН НГДУ «Федоровскнефть», (сменный технолог ЦКПН), диспетчером НПС-3 и РДП Сургутского УМН (система ТМ РДП Сургутского УМН, система ТМ НПС-3, МОSCAD, ССКУ объектами ОАО «Сургутнефтегаз», АСУ ТП ЦППН). Приоритетными являются управляющие воздействия по командам диспетчера НПС-3 и РДП Сургутского УМН.

Насосы ЦНС 300 - 360 (НН1… НН5) снабжены приборами контроля:

- давления по входу нефти - манометрами ДМ2005Сг взрывозащищенного исполнения;

- давления по выходу нефти - манометрами ДМ2005Сг взрывозащищенного исполнения и датчиками давления Метран-100-ВН-ДИ;

- температуры подшипников насоса и электродвигателя - термопреобразователями ТСМ-0595-01;

- температуры узла разгрузки - термопреобразователями ТСМ-0595-01;

- утечек от сальников насосов – датчиками ДПУ-5 сигнализатора уровня СУР-5.

В насосной перекачки нефти предусмотрена пожарная сигнализация и блокировка работы насосов и вентиляторов по сигналу пожара.

Показания с датчиков уровня выведены на вторичные приборы ПВС2М и панель оператора «PanelWare», установленные в МПУ №3.

Cигнализация и блокировка работы насосов НВО предусмотрены по следующим параметрам:

- давление на выходе нефти при Pmin=2,3 МПа и Рмах=3,7 МПа – сигнализация, при Pmin=2,2 МПа и Рмах=3,8 МПа - блокировка;

- давление на входе нефти при Рmin=0,015 МПа – сигнализация, при Рmin=0,01 МПа - блокировка;

- температура подшипников насоса и эл. двигателя, гидропяты при Т=75⁰С – сигнализация, при Т=80 ⁰С - блокировка;

- уровень в камере утечек сальников, при Нмax - 0,1 м - блокировка.

- загазованность - 20% от НКПРП, - сигнализация, 40% от НКПРП – сигнализация, блокировка;

- пожар в помещении насосной внешней откачки нефти

- давление в напорном коллекторе при Рмах=2,8 МПа, Pmin= 0,7 МПа – сигнализация, при Рмах=4,0 МПа – срабатывают СППК, Pmin= 0,5 МПа - блокировка.

Насосная оборудована:

- датчиками контроля загазованности ОГОЭС - метан у каждого насосного агрегата;

- извещателями пламени ИПЭС-ИК/УФ.

Подтоварная вода с электродегидраторов ЭГ-1..4 через задвижки № 12в, 223в, 520, 520а, 521 поступает в очистные резервуары ОРВС-5000 м³ №3, 5.

Подтоварная вода из РВС-10000 №1, 3 РВС-5000 №5, 6 поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180-170 (Н-11..13) и откачивается в очистные резервуары ОРВС-5000 № 3, 5.

Нефтяная пленка с ОРВС -5000м³ №3, 5 насосами ЦНС 180-170 (Н-11..13) откачивается на вход УПН 2.

При необходимости освобождения одного из РВС нефть поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180-170 и откачивается через задвижки №139а, 140а в другие резервуары. При освобождении РВС- 5000 м³ №5, 6 открыта задвижка №279, РВС10000 м³ №1, 3 открыта задвижка №108, РВС-20000 м³ №7, 8, 9 открыты задвижки №425, 426.

Насосы ЦНС 180-170 оборудованы приборами контроля:

- температуры подшипников насоса и электродвигателя, температуры гидропяты – термопреобразователями ТСП-0595-Вн;

- давления на выходе насоса – датчиками давления Метран-22-ДИ-ВН; предельного давления по выходу насоса - манометрами ДМ-2005Cr-Ех;

- давления на входе насоса - техническим манометром и манометрами ДМ2005Сг взрывозащищенного исполнения,

- уровня утечки через сальники – датчиками ДПУ-4 сигнализатора уровня СУР-2М;

- тока электродвигателя – преобразователями ОМЬ-4;

- датчиками контроля загазованности ОГОЭС-метан у каждого насосного агрегата в комплекте с сигнализатором загазованности СТМ-10;

- извещателями пламени ИПЭС-ИК/УФ.

Все приборы подключены к контроллеру МПУ №5 (ОМЬ в МПУ №9). Показания снимаются с панели оператора «PaneiWare», установленной в МПУ №5

При отклонении данных параметров за допустимые пределы отрабатывает аварийная сигнализация и блокировка работы насоса:

- по давлению на входе насосов при Рmin = 0,015МПа – сигнализация, при Рmin = 0,01МПа - блокировка;

- по давлению на выкиде насосов при Pmin = 0,35 МПа и Рmах = 0,5 МПа – сигнализация, при Pmin = 0,3 МПа и Рmах = 0,55 МПа - блокировка;

- по утечкам сальников при уровне жидкости в камере утечек сальников Нmax = 0,1 м - блокировка;

- при пожаре в насосном блоке;

- по загазованности в насосном блоке: при 20% от НКПРП включаются вытяжные вентиляторы (предупредительная сигнализация), при 40% от НКПРП останов насоса (аварийная сигнализация и блокировка);

Для исключения смешивания нефти Быстринского месторождения с нефтью других месторождений (Северо-Юрьевского, Вачимского, Солкинского, Западно-Солкинского, Тундринского, Комарьинского, Новобыстринского) и обеспечения раздельного учета, на трубопроводах УПН и УПСВ «Б» установлены стандартные заглушки в следующих местах:

- на задвижке №1а, 310а узла распределения потоков УПН;

- на задвижках №122а, 123а узла распределения потоков УПН (выход из РВС-10000 №2, 4 на вход УПН 1);

- на задвижке №130а (перемычка между нефтепроводом с ЦДНГ № 5,6 и нефтепроводом по входу на КСУ С-1…3);

- на задвижке №106а (выход с УПН на вход печей ПТБ-10 №1-3);

- на задвижке №104а (трубопровод от КСУ УПН – в трубопровод от КСУ УПСВ «Б»);

- на задвижке №105а (трубопровод от КСУ УПН – в трубопровод на вход в РВС-10000 №1,2);

- на задвижке №543 (трубопровод на прием насосов внутрипарковой перекачки УПН);

- на задвижке №71а (перемычка между трубопроводами по входу и выходу насосов внутрипарковой перекачки УПН;

- на задвижке №80а УПН;

- на задвижке №121а узла распределения потоков УПН (вход в

РВС-10000 №2, 4);

- на задвижках №№74, 75а (нефть из РВС-10000 №1, 3 УПН);

- на задвижке №129а узла распределения потоков УПН (нефтепровод с УПСВ 2а и ДНС УПСВ 3Б на УПН 2);

-на задвижке № 128а узла распределения потоков УПН (перемычка между нефтепроводом с УПСВ 2а, ДНС УПСВ 3Б и нефтепроводом с

УПСВ-С);

- на задвижке №107в (линия подрезки РВС-10000 №2, 4 насосами УПН);

- на задвижках №34в, 35в (трубопровод подачи подтоварной воды с ЭГ в РВС-10000 №2, 4);

- на клапане К-3 (линия подачи реагента из БРХ УПН на вход УПСВ «Б»);

- на задвижке №89 (линия откачки нефтяной пленки из РВС-7, 8 насосами УПН);

- на задвижке №608 (линия откачки нефтяной пленки из РВС-4, 6 насосами УПН);

- на задвижке №607 в РП (трубопровод по выходу воды из отстойников в технологические РВС-5000 №3, 5 УПН);

- на задвижке №118в (перемычка между трубопроводом подрезки

РВС-10000 №1, 3 УПН и трубопроводом подрезки РВС-10000 №2, 4 насосами НВПН);

- на задвижках № 47, 48, 51, 53 (трубопровод выхода нефти с ЭГ-1, 2);

На перемычке между трубопроводом на прием насосов станции насосной перекачки нефти Быстринского месторождения и трубопроводом на прием насосов внешней откачки нефти УПН, установлена камера контроля протечек нефти с заглушками на фланцевой паре.

 

3.1. Система газораспределения и газопотребления

 

Газ на собственные нужды (работа котельной и печей ПТБ-10 №1-4) с УПСВ «Б» через задвижку №42г поступает в сепаратор ГС-3, где происходит улавливание капельной жидкости. Газосепаратор оборудован датчиками измерения давления Метран-22-ДИ-Вн и контроля предельного уровня жидкости ДПУ-4.

Предупредительная сигнализация по уровню жидкости отрабатывает при Нmах=1,0 м.

Уловленная в газосепараторе капельная жидкость дренируется в подземную емкость ЕП - 13, откуда откачивается автоцистерной АКН-10.

Газ из газосепаратора ГС-3 через задвижки №51г, 94г поступает в газосепаратор ГС-4, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости от газа. Газосепаратор ГС-4 оборудован приборами измерения давления Метран – 22 – ДИ - Вн и уровня жидкости САПФИР-22ДУ-ВН. Пределы поддержания давления в газосепараторе Р=0,15-0,4 МПа. Из газосепаратора ГС-4 газ по отдельным трубопроводам через узел учета газа УУГ поступает на печи ПТБ-10 № 1, 2 и ПТБ-10 № 3, 4. На трубопроводах УУГ установлены сужающие устройства с датчиками перепада давления Метран-43Ф-ДД-Вн, для измерения количества газа подаваемого на печи и датчики температуры ТСМУ-205-Ex. Сигналы от датчиков перепада давления и температуры поступают на вторичный прибор – счетчик количества газа СПГ 761

Уловленная в газосепараторе капельная жидкость дренируются в подземную емкость ЕП - 8.

Газ из буферных емкостей БЕ-1,2 через задвижку №120г поступает на газокомпрессорную станцию (ГКС) УВСИНГ, предусмотрен сброс газа из БЕ-1,2 на факел низкого давления (ФНД) через задвижку №121г.

Газ из сепараторов С-4..6 через задвижку №118г поступает на газокомпрессорную станцию (ГКС) УВСИНГ, предусмотрен сброс газа из С-4..6 на факел низкого давления (ФНД) через задвижку №117г.

Давление газа после буферных емкостей БЕ-1,2 и сепараторов C-4..6, а так же на приеме газокомпрессорной станции контролируется датчиками давления Метран-22-ДИ-Вн.

При попадании капельной жидкости в газопровод на ГКС предусмотрен дренаж жидкости из газопровода в подземные емкости ЕП-4, 12.

Факельная система (ФНД) состоит:

- газопровод d-426;

- расширительная камера РК -7;

- каплесборник ЕП-7;

- факельная установка.

Факельная установка состоит:

- ствол факельный;

- оголовник факельный с системой розжига ОФСКР - 200УХЛ;

На УПН используется факельная система типа УФМ-400-ХЛ с системой автоматического дистанционного розжига.

Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси необходима непрерывная подача продувочного газа в факельный коллектор в объеме не менее 23,75 м^3/час (согласно расчету, выполненному для скорости газа 0,05м/с, для факельного оголовка с лабиринтным уплотнением). Кроме того, необходима непрерывная подача топливного газа для дежурных горелок – 2,2 м³/час с давлением не менее 1атм (согласно паспорту на факельный оголовок ОФСК-200УХЛ).

На одной факельной линии установлена расширительная камера Ду-530 мм, на второй Ду-325 мм. Уловленная жидкость из расширительных камер собирается в подземные ёмкости ЕП - 6, 7, откуда при достижении максимального уровня откачивается погружными насосами НВ 50\50 на вход «Хитер-Тритер».

Сброс с предохранительных клапанов СППК сепараторов С-4..6 и газосепаратора ГС-4 через расширительную камеру РК-7 осуществляется на факел низкого давления (ФНД). Сброс с предохранительных клапанов буферных емкостей БЕ-1,2 и электродегидраторов ЭГ-1, 2 осуществляется в газосепаратор ГС-1, сброс с предохранительных клапанов электродегидраторов ЭГ-3, 4, осуществляется в ГС-2.

Газосепараторы ГС-1, 2 оборудованы датчиками контроля верхнего предельного уровня жидкости с одновременным контролем давления ДУУ2-06. Газ с газосепараторов ГС-1, 2 через расширительную камеру С-6 поступает на факел высокого давления (ФВД).

Предусмотрен узел учета газа на дежурную горелку и продувку факельного газопровода, газ подается с газопровода УВСИНГ через задвижку №119г и далее через задвижки №№122г, 123г, 126г – на факел, через задвижки №№124г, 125г – на дежурную горелку.

123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: