Первичная подготовка нефти
3.2.3. Контроль технологического процесса. Система сигнализации и блокировки УПН
Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.
Параметры аналитического контроля. Таблица 5
|
№ п/п |
Наименование операции процесса, продукта |
Место отбора |
Контроли- руемые параметры |
Метод контроля |
Частота, периодичность контроля | |
|
1 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | |
|
1. |
Отбор проб нефти |
На входе на установку |
Содержание воды в нефти |
ГОСТ 2477-65 |
Каждые 2 часа | |
|
2. |
Отбор проб нефти |
На выходе с электродегидратора |
Содержание воды в нефти |
ГОСТ 2477-65 |
Каждые 2 часа | |
|
3. |
Замер загазованности |
Площадка электродегид раторов |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
4. |
Замер загазованности |
Площадка печей |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
5. |
Замер загазованности |
Блоки нефтяных насосов |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
6. |
Замер загазованности |
Каре резервуаров |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
7. |
Замер загазованности |
Блоки БРХ |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
8. |
Замер загазованности |
Площадка буферных емкостей |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену | |
|
9. |
Замер загазованности |
Площадка нефтесепараторов С1-С6 |
Содержание углеводородов в воздухе |
УГ-2 |
1 раз в смену |
В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таб. 6 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.
Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 6
|
№ п/п |
Технологический параметр аппарат или узел схемы |
Сигнализация |
Блокировка | ||||
|
Предупредительная |
Аварийная | ||||||
|
Min |
max |
min |
max |
min |
max | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1. |
Сепараторы С1-С3 | ||||||
|
давление, МПа |
0.015 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
0.7 |
1.9 |
2.1 | ||||
|
2. |
Буферные емкости БЕ1-БЕ4 | ||||||
|
давление, МПа |
0.05 |
0.2 | |||||
|
уровень жидкости, м |
0.7 |
1.7 |
0.6 |
2 | |||
|
3. |
Печи ПТБ-10 П1-П5 | ||||||
|
температура нефти после печей, °С |
60 |
60 | |||||
|
температура дымовых газов, °С |
700 |
700 | |||||
|
давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа |
0.4 |
0.8 |
0.4 |
0.8 | |||
|
Давление газа после РДБК, Мпа |
0.005 |
0.05 |
0.005 |
0.05 | |||
|
Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. |
200 |
200 | |||||
|
давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа |
0.1 |
0.1 | |||||
|
расход нефти через печь, м3\час |
300 |
300 | |||||
|
давление масла в гидроприводе, МПа |
1 |
1 | |||||
|
4. |
Электродегидраторы ЭГ1-4 | ||||||
|
давление, МПа |
0.8 |
0.8 | |||||
|
уровень раздела фаз "в\н", м |
1.3 | ||||||
|
электроток во внешних фазах цепи, А |
240 |
240 | |||||
|
давление воздуха на приборы КИПиА, МПа | |||||||
|
0.1 |
0.1 | ||||||
|
5. |
Сепараторы С4-С6 | ||||||
|
давление, МПа |
0.005 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
0.7 |
1.7 |
2 | ||||
|
6. |
Газосепаратор ГС1-ГС2 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
1.8 | ||||||
|
давление, МПа | |||||||
|
7. |
Газосепаратор ГС-3 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
0.5 |
1 | |||||
|
давление, МПа | |||||||
|
8. |
Газосепаратор ГС-4 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
1 | ||||||
|
давление, МПа | |||||||
|
9. |
Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 2,4 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
10.5 | ||||||
|
10. |
Товарные резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 1,3 | ||||||
|
уровень жидкости, м |
10.5 | ||||||
|
11. |
Подземные емкости ЕП 1-15 уровень жидкости, м: | ||||||
|
ЕП1-ЕП4 |
0.5 |
1.8 | |||||
|
ЕП-5 |
0.5 |
1.5 | |||||
|
ЕП6-ЕП7 |
1.5 | ||||||
|
ЕП9-ЕП12 |
0.5 |
1.8 | |||||
|
ЕП14-ЕП15 | |||||||
|
12. |
Технологические насосы ЦНС 300х120 № 1-10 | ||||||
|
давление нагнетания, МПа |
0.9 |
1.3 |
0.9 |
1.3 | |||
|
температура подшипников, °С |
70 |
70 | |||||
|
уровень жидкости в "стакане", м |
0.1 |
0.1 | |||||
|
13. |
Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3 | ||||||
|
давление нагнетания, Мпа |
1.4 |
1.9 |
1.4 |
1.9 | |||
|
температура подшипников, °С |
70 |
70 | |||||
|
уровень жидкости в "стакане", м |
0.1 |
0.1 | |||||
|
14. |
Воздушная компрессорная ВК1-ВК2 | ||||||
|
давление в ресивере, МПа |
0.22 |
0.6 | |||||
|
температура I ступени, °С |
165 |
165 | |||||
|
температура II ступени, °С |
165 |
165 | |||||
|
15. |
Блок реагентного хозяйства БР1-БР4 | ||||||
|
давление нагнетания насоса НД-25\40, МПа |
2 |
2 | |||||
|
давление нагнетания насоса НД-1000\10, МПа |
0.9 |
0.9 | |||||
