122845 (592718), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

Нефтяная насосная станция предназначена для транспортировки нефти на ЦППН. Она состоит из двух насосов ЦНС 300х360 с опорно-уплотнительными узлами из СГ-П, одного насосного агрегата ЦНС 300х360 и одного насосного агрегата ЦНС 180х297. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль температуры подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.

Нефть с нефтяных агрегатов под давлением 25 – 33 кгс/см² (0,25-0,33 мПа) (ЦНС 300х360) и 23 – 27 кгс/см² (0,23-0,27 мПа) (ЦНС 180х297) поступает на блок качества нефти (БКН), который оборудован поточным влагомером. Поточный влагомер предназначен для определения количества воды в нефтяной эмульсии (в ). С блока качества нефти жидкость поступает на узел учета нефти (УУН), где происходит ее учет. УУН состоит из трех рабочих линий и одной контрольной. Каждая линия оборудована турбинным счетчиком типа «НОРД». После узла учета нефти оборудован автоматический пробоотборник (АП), при помощи которого происходит отбор проб в контейнер для определения процента воды химико-аналитической лабораторией методом центрифугирования. Далее нефть по напорному нефтепроводу D-530 мм поступает на приемную гребенку УПСВ и оттуда по двум напорным нефтепроводам D-426 мм и 325мм поступает на ЦППН. Рабочее давление в напорном нефтепроводе – 6,0 – 15,0 кгс/см² (0,6-1,5 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технических манометров.

Вода с отстойников по трубопроводу D-426мм поступает в технологические РВС №№3,4 объемом 5000 м³ каждый, где происходит дополнительное отделение воды от нефти. Затем вода с РВС №№ 3,4 поступает по трубопроводу D-720 мм в буферный РВС № 5 объемом 2000 м³, где происходит окончательное отделение воды от нефти. Контроль уровня воды в РВС №№ 3,4,5 осуществляется при помощи приборов ДУУ2-11. Рабочий уровень воды в резервуарах – 6,0 – 9,0 метров. Для дополнительного контроля уровня в РВС №№3,4,5 установлен прибор ДПУ-3М. Нефтяную пленку, накапливающуюся в РВС 3,4,5, откачивают по линии уловленной нефти, расположенной в РВС №№ 3,4,5 на уровне 9,5 метров, двумя насосами ЦНС 38х110 блока уловленной нефти. Давление на приеме насосов 1,0 –1,1 кгс/см² (0,1-0,11 мПа) контролируется при помощи технических манометров, давление на выкиде насосов 9,0-11,0 кгс/см² (0,9-1,1 мПа) контролируется при помощи приборов Сапфир-22МТ.

С буферного РВС№5 вода с содержанием нефтепродуктов 0-50 мг/л поступает на прием водяных агрегатов под давлением 0,5 – 1,2 кгс/см² (0,05-0,12 мПа). Насосная станция по перекачки воды состоит из четырех насосных агрегатов ЦНС 300х180 и одного насосного агрегата ЦНС 300х300. Контроль за приемным и выкидным давлением насоса осуществляется при помощи приборов Сапфир-22МТ и технических манометров. Контроль за температурой подшипников насоса и электродвигателя осуществляется при помощи приборов ТМ-920.Вода с водяных агрегатов под давлением 9 – 17 кгс/см² (0,9-1,7 мПа) (ЦНС 300х180) и 18 – 27 кгс/см² (1,8-2,7 мПа) (ЦНС 300х300) поступает на узел учета воды, который оборудован расходомером Panometrics, и далее по трубопроводу D-426 мм на блочные кустовые насосные станции (БКНС) 21, 1Е, 2Е. Рабочее давление в напорном водоводе – 6,0 – 12,5 кгс/см² (0,6-1,25 мПа) контролируется при помощи прибора Сапфир-22ДИ и технического манометра. Для регулирования давления в напорном водоводе на БКНС 21,1Е, 2Е используются два байпасных трубопровода, один из них связывает приемный и выкидной трубопроводы водяных агрегатов, второй – выкидной трубопровод водяных агрегатов и РВС №№3,4,5.

Для сокращения времени разделения водонефтяной эмульсии на УПСВ применяется деэмульгатор Рекод-118.Деэмульгатор поступает на установку в герметичных бочках объемом 200 л каждая. Из бочек реагент закачивается в емкость подготовки реагента (ЕПР) насосом закачки НМШ5-25-4/4.При температуре воздуха ниже 0С в ЕПР для снижения вязкости происходит постоянный подогрев реагента до температуры 25 – 30 С, которая регулируется при помощи прибора ДУУ2-02. Рабочий уровень реагента в емкости 0,6 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-02. При снижении уровня реагента в ЕПР ниже 0,6 метра происходит автоматическое отключение электротенов и остановка дозировочного насоса НД25/4,0. С емкости подготовки реагента деэмульгатор насосом НМШ5-25-4/4 закачивается в стакан, оборудованный прибором ДУУ2-09 и мерной колбой для визуального контроля уровня реагента. Рабочий уровень реагента в стакане – 0,6 – 1,35 метра. С мерного стакана реагент дозировочным насосом НД25/4,0 подается в камеру смешения, где смешивается с нефтью, поступающей с напорного нефтепровода, и далее под давлением 3,3 – 8,5 кгс/см² (0,33-0,85 мПа) по двум трубопроводам D-59мм поступает на прием УПСВ.

При повышении давления газа на ГПЗ более 6 кгс/см² (0,6 мПа) (попадание жидкости в газопровод, прекращение приема газа) производится сброс газа на факел высокого давления (ФВД), где он сжигается. ФНД и ФВД оборудованы конденсатосборниками D-1020 мм и дренажными емкостями (К-1, К-2) для сбора конденсата. В конденсатосборниках за счет перепада давления происходит дополнительное отделение газа от жидкости. Жидкость поступает в К-1, К-2 и затем откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме. Рабочий уровень 0,5 – 1,7 метров в К-1, К-2 контролируется при помощи приборов ДУУ2-01, а давление – при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ).

На случай аварийных ситуаций (отключение электроэнергии, порыв напорного нефтепровода, порыв напорного водовода на БКНС) на УПСВ предусмотрен сбор жидкости под давлением 0 – 1,3 кгс/см² (0-0,13мПа) в два аварийных резервуара объемом 5000 м³ каждый. Давление в приемном трубопроводе аварийных РВС контролируется техническим манометром. Максимальный уровень нефти в аварийных РВС – 10,0 метров. Контроль уровня осуществляется при помощи приборов ДПУ-4.

Для опорожнения технологических аппаратов (С1/1,2, С2/1,2, Г-1, отстойников 1-6), сбора сальниковых стоков с нефтяных агрегатов, сбора жидкости при срабатывании СППК на отстойниках на УПСВ применяются три дренажные емкости (ДЕ-1, ДЕ-2, ДЕ-3)объемом 40м³ каждая. Рабочий уровень в дренажных емкостях – 0,4 – 1,6 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ДЕ-1,2,3 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосами F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора сальниковых стоков водяных агрегатов используется емкость уловленной нефти (ЕУН) объемом 20 м³. Рабочий уровень в емкости – 0,5 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЕУН откачивается в технологические РВС №№ 3,4,5 или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Для сбора промышленных и поверхностных стоков используется ливневая емкость (ЛЕ-1) объемом 20м³. Рабочий уровень в емкости – 0,7 – 1,5 метра контролируется при помощи прибора ДУУ2-01, а давление – при помощи ЭКМ. Жидкость с ЛЕ-1 откачивается на прием отстойников или на прием нефтяных агрегатов насосом F DRC 80/400 под давлением 1,5 – 2,5 кгс/см² (0,15-0,25 мПа) в автоматическом или ручном режиме.

Подача воздуха на пневматические клапана и приборы КИП и А осуществляется посредством двух винтовых воздушных компрессоров ВВ-3,5/9 УХЛ 4. Для осушки нагнетаемого компрессорами воздуха используется установка осушки воздуха (УОВ ) и два вертикальных рессивера. На УОВ в масляном фильтре воздух очищается от компрессорного масла, в двух адсорберах - от воды. Адсорбентом является силикагель. Рессиверы служат для накопления воздуха (сокращения времени работы компрессора), а также для дополнительной очистки воздуха от атмосферной влаги. Рабочее давление воздуха – 3,0 – 5,0 кгс/см² (0,3-0,5 мПа). При отклонении значения давления от рабочих параметров автоматически происходит запуск или остановка компрессора. При повышении давления в линии подачи воздуха более 5,5 кгс/см² (0,55 мПа) срабатывают СППК, установленные на обоих рессиверах.

Автоматическое управление технологическим процессом УПСВ осуществляется АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), смонтированная ООО «Сургутпромавтоматика». Управление производится посредством микропроцессорных контроллеров «Гамма-7» и персонального компьютера.

Для поддержания технологического режима, бесперебойной и качественной работы оборудования, предотвращения аварийных ситуаций, создания безопасных условий труда на УПСВ предусмотрена система сигнализации и блокировок, управление которой осуществляется АСУ ТП. При отклонении значений давления и уровня от рабочих параметров срабатывает световая и звуковая сигнализация. Сигнализация срабатывает при аварийной остановке насосных агрегатов и компрессоров. Система блокировок предусматривает аварийную остановку нефтяных и водяных агрегатов в следующих случаях:

• отклонение значений приемного и выкидного давления от рабочих параметров;

• повышение температуры подшипников насоса и электродвигателя более 80С;

• исчезновение оперативного напряжения в цепях управления КИП;

• пожар;

• загазованность 40% НКПР;

- срабатывание электрозащиты./10/

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ, отделять нефть с содержанием воды до 1 %.

Спецификация КИПиА

Приборы и средства автоматизации

TISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Термопреобразователь непрерывного действия ТСМ-50М-1-150-0... 100°С

монтажная длина 150мм 18 шт. ТУ 4227-003-13282997-95

диапазон измеряемых температур 0.. .+100 °С

температура окружающей среды -50.. .+100°С

Челябинское ОАО "Теплоприбор"

PIR

Среда: жидкость на входе УПСВ, нефть на выходе УПСВ,

вода на выходе УПСВ, газ на выходе УПСВ

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25.02.180335-84

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PISA

Среда: НА 1…4, ВА 1…5

Датчик давления Сапфир 22ДИ

пределы измерения 0...6 кгс/см² 9шт. ТУ 25.02.180335-84

0…60 кгс/см² 9 шт.

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик давления ДУУ2-05-1-3.3-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

PIRC

Среда: О 1…6

Датчик давления ДУУ2-06-1-3.5-1.0

пределы измерения 0...10 кгс/см² 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 4 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIRC

Среда: О 1…6

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,5метра 6 шт. ТУ 25-7329.004-91

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: C1/1, С1/2, C2/1, C2/2, Г-1

Датчик уровня ДУУ2-05-1-3.3-1.0

диапазон работы - 3,3метра 5 шт. ТУ 25-7329.004-90

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДПУ4-2.5-1.0

диапазон работы – 2,5 метра 5 шт. ТУ 25-7449.003-94

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LA

Среда: Г-2

Датчик уровня ДПУ4-0.4-1.0

диапазон работы – 0,4 метра 1 шт. ТУ 25-7449.003-93

ЗАО «Альбатрос» г. Москва

LIR

Среда: РВС 1…5

Датчик уровня ДУУ2-11-1-12-1.0

диапазон работы – 12 метров 5 шт. ТУ 25-7329.004-96

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LIR

Среда: емкость подготовки реагента

Датчик уровня ДУУ2-01-1-2.0-1.0

диапазон работы – 2 метра 1 шт. ТУ 25-7329.004-87

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

LSA

Среда: дренажные емкости

Датчик уровня ДУУ2-01-1-3.0-1.0

Диапазон работы – 3 метра 9 шт. ТУ 25-7329.004-95

ЗАО "Альбатрос" г. Москва

FQI

Среда: нефть на выходе УПСВ

Счетчик турбинный НОРД-И2У-01

Диапазон работы 0 – 100% 4 шт. РМ-25ГУЗ ГОСТ 13045-81

MIR

Среда: нефть на выходе УПСВ

Влагомер товарной нефти ВСН-1

Диапазон работы 0 –100% 1 шт.

ТОО НИЦ "ГОДСЭНД" г.Фрязино Московская область

YA

Среда: С1/1, С1/2, С2/1, С2/2, О 1…6

Пневматический клапан /10/

5. Техническое обеспечение АСУ ТП

Автоматизированная система управления (далее АСУ) установкой предварительного сброса воды (далее УПСВ) предназначена для поддержания оптимального технологического режима установки сброса воды, газа и подготовки нефти, визуального контроля за ходом технологического процесса, формирования и выдачи отчетной и архивной документации, диагностики средств измерения.

В качестве основных принципов при определении архитектуры построения АСУ ТП приняты следующие:

- децентрализация функций сбора, обработки информации и выработки

управляющих воздействий, максимальное их приближение к месту

Характеристики

Список файлов ВКР