Реферат: 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 | |||||
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14
