Отчет по практике в ЮГУ

Во избежание аварийных ситуаций предусмотрена систем 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 № (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.