Технологический регламент ЦПС Тямкинского месторождения

7.doc

Тюменская Ассоциация проектных и изыскательских предприятий «СИБНЕФТЕГАЗПРОЕКТ»
ПРОБНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЯМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОБУСТРОЙСТВО. ЦПС (ПЕРВАЯ ОЧЕРЕДЬ). КОРРЕКТИРОВКА
РАБОЧАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

4.dwg

СEpCBAUUFJ6iwOSiOUCAAIУ
Пробная эксплуатация Тямкинского месторождения. Обустройство. ЦПС (первая очередь). Корректировка
ЦПС. Сети инженерные
Схема автоматизации водоснабжения и пожаротушения
Таблица блокировок и аварийной сигнализации
Схема автоматизации (продолжение)
Схема контура TIRSA (ТСП Метран-245
Схема контура L(S)A (Rosemount 2120
Схема контура LI(R)(S)A (Rosemount 3301 (3302)
Схема контура LIRCA (Rosemount 3301
Схема контура LIRCA (Rosemount 3302
Схема контура LSA (LEM6CN
Схема контура FIR (Panametrics
Схема контура UQIR (Метран-350
Схема контура GISA (ВК-310C
Схема контура GISA (ВК-306
Схема контура EI (ПТИ-2П
Схема контура QI(S)A (СГОЭС
Схема контура IA (ВС-3-ГС
Схема контура IA (ВС-3-2СФ-ГС
Схема контура HA (ИП535 07е
Схема соединений внешних проводок (продолжение)
Схема соединений внешних проводок (начало)
Схема соединений внешних проводок (окончание)
Схема автоматизации (начало)
Схема автоматизации (окончание)
Схема автоматизации ВКС
Схема контура TI(R)(S)A (Метран-2700
Схема контура TIR (Rosemount 644H
Схема контура PI(R)(S)A (Rosemount 3051TG
Схема контура PIRСA (Rosemount 3051TG
Структурная схема вычислительного комплекса
Схема контура PDIA (Rosemount 3051CD
Развернутое изображение контура
Программируемый логический контроллер
Интеллектуальный преобразоватеь температуры
Термопреобразователь сопротивления платиновый
Датчик избыточного давления
Сигнализатор уровня вибрационный
Программируемый логический контроллер PLC
Блок управления клапаном
Волноводный радарный уровнемер
Rosemount 3301(3302)
Расходомер на базе ОНТ Annubar
Пост аварийной сигнализации взрывозащищенный
Пост управления взрывозащищенный кнопочный
Измерительный преобразователь тока
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта
Ведомость ссылочных и прилагаемых документов
Правила устройства электроустановок
Системы автоматизации
Спецификация оборудования
изделий и материалов
принятые в рабочих чертежах
соответствуют требованиям экологических
санитарно-гигиенических
противопожарных и других норм
действующих на территории Российской Федерации и
обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных
рабочими чертежами мероприятий..
Прилагаемые документы
Таблица функций АСУ ТП
Данная документация разработана на основании задания от технологического отдела (марка ТХ).
В данной документации используется следующая система кодирования:
номер контура на объекте (Nk)
а) Позиция контура на схеме автоматизации (Пк)
позиция объекта на генплане.
позиция прибора на схеме контура
б) Позиция прибора в спецификации оборудования
позиция контура на схеме автоматизации.
номер контура на объекте (Nк).
обозначение типа проводки:
в) Номер внутриобъектной электрической и трубной проводки (трассы)
d - взрывонепроницаемая оболочка
i - искробезопасная цепь
R - проводка цепей термосопротивления
Т - проводка цепей термопары
J - проводка цепей аналогового сигнала (4-20мА)
F - проводка цепей частотного (импульсного) сигнала
D - проводка цепей дискретного сигнала (U
А - проводка цепей дискретного сигнала (U>24B)
П - проводка пожаротушения
Р - импульсная командная линия
ж) Номер междуобъектной электрической проводки от клеммной коробки
номер клеммной коробки
обозначение типа проводки
г) Номер междуобъектной электрической и трубной проводки (трассы)
позиция контура на схеме автоматизации (Пк).
номер клеммной коробки на объекте
д) Номер клеммной проводки
номер клеммной коробки на объекте.
е) Номер внутриобъектной электрической проводки от клеммной коробки
номер проводки в контуре
длину и способ прокладки кабеля смотри таблицу соединений внешних проводок лист 33 74.
Заземление технических средств автоматизации выполнить в соответствии с требованиями инструкций
предприятий-изготовителей
правилами устройства ПУЭ и СНиП3.05.06-85 проводом МГ6.
Позиции приборов соответствуют схеме автоматизации
Утепляющие термочехлы учтены в спецификации оборудования
изделий и материалов.
Провод медный гибкий МГ6 ТУ16-705.466-87
Технологические сети
Вибропреобразователь
Ультразвуковые преобразователи
Технологические объекты
перекачки нефти поз.6.2
узел учета нефти поз.6.3
Блок приточной вентиляции
с воздухозаборной трубой
Трубопоршневая поверочная
Емкость для слива промежуточного
теплоносителя поз.34
Стояк налива нефти поз.35
(нефтеналивом) поз.37
с узлом учета нефти поз.6
Установка ввода реагентов поз.11
СУ - Станция управления
PLC - Программируемый логический контроллер
БККН - Блок контроля качества нефти
ОПС - Охранно-пожарная сигнализация
ПАЗ - Противо-аварийная защита
AI - Аналоговый вход
DI - Дискретный вход
DO - Дискретный выход
RS485 - Промышленная сеть передачи данных по интерфейсу RS485
RS232 - Промышленная сеть передачи данных по интерфейсу RS232
Технологическая насосная
пластовой воды поз.8
Установка подготовки
Сепаратор-дегазатор поз.8.2
Отстойник воды поз.8.4
Емкость уловленной нефти поз.9
Станция компрессорная низких ступеней сепарации поз.14
Сепаратор-входной поз.14.1
компрессорная поз.14.2
Емкость азота поз.14.5
Сепаратор концевой поз.14.6
Блок управления поз.14.8
канализационная поз.26
Площадка сепараторов
со сбросом воды поз.32
Резервуар противопожарного
Насосная перекачки бытовых
Станция насосная над
Газосепаратор поз.1.3
Газосепаратор поз.1.4
с пеногенераторной поз.63
Прибор измерения осевого сдвига
Измерительный преобразователь
Многоточечный термопреобразователь сопротивления
Многозонный преобразователь температуры
Таблица блокировок и сигнализации
Таблица аварийных сигналов
Сигнализация максимального аварийного уровня 450мм в газосепараторе ГС-1.
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в емкости аварийной ЕА.
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в буферной емкости БЕ-1:
- отключение работающего насоса Н11-3 при минимальном аварийном уровне 300мм.
- открытие регулирующего клапана Кр-23 на перепускной линии с выкида на вход насосов
при минимальном уровне 400мм;
- закрытие регулирующего клапана Кр-23 при достижении уровня 1000мм
Сигнализация загазованности на площадке дренажной емкости ЕП-1
Сигнализация минимального 0
МПа и максимального > 0
МПа аварийного давления газа
после сепараторов С-11
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в дренажной емкости ЕП-1:
- включение резервного насоса 2.1Н (2.2Н) при максимальном аварийном уровне 2100мм;
- открытие выходной задвижки Зд.34 (Зд.49) после включения насоса 2.1Н (2.2Н)
при максимальном аварийном уровне 2100мм.
Блокировка от датчика уровня в дренажной емкости ЕП-1:
- отключение рабочего насоса 2.1Н (2.2Н) при минимальном уровне 300мм;
при максимальном уровне 2000мм;
- включение рабочего насоса 2.1Н (2.2Н) при максимальном уровне 2000мм;
- отключение рабочего насоса 2.1Н (2.2Н) при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд.34 (Зд.49) после отключения насоса 2.1Н (2.2Н)
при миниимальном уровне 300мм или минимальном аварийном уровне 250мм;
Блокировка от датчика контроля герметичности масляной полости насоса откачки
- отключение насоса откачки 2.1Н (2.2Н) при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 2.1Н (2.2Н).
1Н (2.2Н) в дренажной емкости ЕП-1:
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 2.1Н (2.2Н)
- отключение насоса откачки 2.1Н (2.2Н) при минимальном 0
МПа аварийном давлении.
Блокировка от датчика максимальной аварийной температуры подшипников насоса
- отключение насоса Н-11 (Н-12
Н-13) при максимальной аварийной температуре
подшипников насоса и двигателя 70°С
гидропяты Н-11 (Н-12
Сигнализация аварийного значения перепада давления 0
МПа на фильтре насоса Н-11
Блокировка от датчика давления на входе насоса Н-11 (Н-12
Н-13) при минимальном аварийном давлении 0
Блокировка от датчика давления на выходе насоса Н-11 (Н-12
Н-13) при минимальном 0
МПа аварийном давлении.
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в камере утечек насоса Н-11
Н-13) при максимальном аварийном уровне 200мм.
Блокировка от датчика контроля вибрации насоса Н-11 (Н-12
- отключение насоса Н11-3 при превышении вибрации.
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении насосной
Блокировка от датчика загазованности в помещении насосной:
Сигнализация загазованности на площадке буферной емкости БЕ-1
Н-13) и вытяжного вентилятора 6.1В
при пожаре в помещении насосной;
- закрытие задвижки Зд.12 (Зд.14
Зд.16) на входе насосного блока
при пожаре в помещении
Сигнализация загазованности на площадке насосной
Сигнализация максимального аварийного уровня 1700мм в дренажной емкости ЕП-2.
Блокировка от датчика уровня в дренажной емкости ЕП-2:
- отключение рабочего насоса 7Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд.35 после включения насоса 7Н
- включение рабочего насоса 7Н при максимальном уровне 1600мм;
- отключение рабочего насоса 7Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд.35 после отключения насоса 7Н
уровне 300мм и минимальном аварийном уровне 250мм;
- отключение насоса откачки 7Н при нарушении герметичности масляной полости
Н в дренажной емкости ЕП-2:
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 7Н
в дренажной емкости ЕП-2:
- отключение насоса откачки 7Н при минимальном 0
МПа и максимальном > 0
Сигнализации загазованности на площадке дренажной емкости ЕП-2
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в сепараторе-дегазаторе СД-1.
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в сепараторе-дегазаторе СД-1:
- отключение насосов откачки Н-31
Н-32 при минимальном аварийном уровне 300мм.
Сигнализация загазованности на площадке сепаратора-дегазатора СД-1
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в дренажно-канализационной
Блокировка от датчика уровня в дренажно-канализационной емкости ЕП-7:
- отключение рабочего насоса 10Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд.39 после включения насоса 10Н
- включение рабочего насоса 10Н при максимальном уровне 2000мм;
- отключение рабочего насоса 10Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд.39 после отключения насоса 10Н
- отключение насоса откачки 10Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 10Н.
Н в дренажно-канализационной емкости ЕП-7:
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 10Н
в дренажно-канализационной
Сигнализация загазованности на площадке дренажно-канализационной емкости ЕП-7
Сигнализация минимальной 5°С и максимальной 20°С аварийной температуры
хранения реагента Е-1 (Е-2).
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости хранения реагента
Сигнализация загазованности на площадке емкости хранения реагента Е-1 (Е-2)
Сигнализация максимального аварийного давления 0
МПа в газосепараторе факельном
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в газосепараторе факельном
- включение резервного насоса 17.4Н1 (17.4Н2) при максимальном аварийном уровне 700мм.
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в газосепараторе факельном
- отключение насоса 17.4Н1 (17.4Н2) при минимальном аварийном уровне 100мм.
- включение резервного насоса 17.4Н3 (17.4Н4) при максимальном аварийном уровне 700мм.
- отключение насоса 17.4Н3 (17.4Н4) при минимальном аварийном уровне 100мм.
Блокировка от датчика уровня в газосепараторе факельном СФ-12:
- отключение рабочего насоса 17.4Н3 (17.4Н4) при минимальном уровне 200мм;
- включение рабочего насоса 17.4Н3 (17.4Н4) при максимальном уровне 350мм;
Сигнализация загазованности на площадке газосепаратора факельного СФ-11 (СФ-12)
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки конденсата 17.4Н1 (17.4Н2)
- отключение насоса откачки конденсата 17.4Н1 (17.4Н2) при минимальном 0
в газосепараторе факельном СФ-11:
Блокировка от датчика загазованности в помещении насосного блока БН-1:
- включение аварийной вентиляции при загазованности в помещении насосного блока БН-1
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении насосного блока БН-1.
насосного блока БН-1;
насосного блока БН-1
Блокировка от системы пожарной сигнализации:
- отключение насоса откачки конденсата 17.4Н1 (17.4Н2) при пожаре в помещении
- отключение вытяжного вентилятора 17.4В1 при пожаре в помещении насосного блока БН-1;
- закрытие задвижки Зд.45 (Зд.46) при пожаре в помещении насосного блока БН-1.
Блокировка от датчика уровня в дренажно-канализационной емкости ЕП-8:
- отключение рабочего насоса 18Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд.40 после включения насоса 18Н
- включение рабочего насоса 18Н при максимальном уровне 1600мм;
- отключение рабочего насоса 18Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд.40 после отключения насоса 18Н
уровне 400мм и минимальном аварийном уровне 350мм;
Сигнализация максимального аварийного уровня 1700мм в дренажно-канализационной
Сигнализация загазованности на площадке дренажно-канализационной емкости ЕП-8
5МПа в газосепараторе факельном
Сигнализация минимального аварийного уровня 300мм в буферной емкости БЕ-1.
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении насосного блока БН-2.
Блокировка от датчика уровня в буферной емкости БЕ-1:
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в дренажной емкости ЕП-1.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в дренажной емкости ЕП-1.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 2.1Н (2.2Н)
в дренажной емкости ЕП-1.
Сигнализация минимального и максимального аварийного давления на выходе насоса откачки
Сигнализация максимальной аварийной температуры подшипников насоса
Сигнализация минимального аварийного давления 0
МПа на входе насоса Н-11
Сигнализация минимального и максимального аварийного давления на выходе насоса
Сигнализация максимального аварийного уровня 200мм в камере утечек насоса Н-11
Сигнализация превышения вибрации насоса Н-11 (Н-12
Сигнализация загазованности в помещении насосной
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в дренажной емкости ЕП-2.
если не отключился при минимальном уровне 300мм;
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 7Н в дренажной
в дренажной емкости ЕП-2.
Сигнализация минимального аварийного уровня 300мм в сепараторе-дегазаторе СД-1.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в дренажно-канализационной
в дренажно-канализационной емкости ЕП-2.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 10Н
в дренажно-канализационной емкости ЕП-7.
Сигнализация максимального аварийного уровня 700мм в газосепараторе факельном СФ-11.
Сигнализация максимального аварийного уровня 700мм в газосепараторе факельном СФ-12.
Сигнализация минимального аварийного уровня 100мм в газосепараторе факельном СФ-11.
Сигнализация минимального аварийного уровня 100мм в газосепараторе факельном СФ-12.
конденсата 17.4Н1 (17.4Н2).
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки конденсата 17.4Н3 (17.4Н4)
в газосепараторе факельном СФ-12:
конденсата 17.4Н3 (17.4Н4).
Сигнализация загазованности в помещении насосного блока БН-1
Блокировка от датчика загазованности в помещении насосного блока БН-2:
Сигнализация загазованности в помещении насосного блока БН-2
насосного блока БН-2;
насосного блока БН-2
- отключение насоса откачки конденсата 17.4Н3 (17.4Н4) при пожаре в помещении
- отключение вытяжного вентилятора 17.4В2 при пожаре в помещении насосного блока БН-2;
- закрытие задвижки Зд.47 (Зд.48) при пожаре в помещении насосного блока БН-2.
Сигнализация минимального аварийного уровня 300мм в дренажно-канализационной емкости
Сигнализация загазованности на площадке технологической установки
- отключение насоса откачки 18Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 18Н.
Н в дренажно-канализационной емкости ЕП-8:
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 18Н
- отключение насоса откачки 18Н при минимальном 0
Блокировка от датчика давления на выходе насоса Н-31 (Н-32):
- отключение насоса Н-31 (Н-32) при минимальном 20
МПа и максимальном > 20
аварийном давлении.
в дренажно-канализационной емкости ЕП-8.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 18Н
в дренажно-канализационной.
Сигнализация минимального и максимального аварийного давления на выходе насоса Н-31
Блокировка от датчика уровня в газосепараторе факельном СФ-11:
- отключение рабочего насоса 17.4Н1 (17.4Н2) при минимальном уровне 200мм;
- включение рабочего насоса 17.4Н1 (17.4Н2) при максимальном уровне 350мм;
не отключился при минимальном уровне 300мм;
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в камере утечек насоса 17.4Н1
- отключение насоса 17.4Н1 (17.4Н2)
при максимальном аварийном уровне 200мм.
Сигнализация максимального аварийного уровня 200мм в камере утечек насоса 17.4Н1 (17.4Н2).
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в камере утечек насоса 17.4Н3
- отключение насоса 17.4Н3 (17.4Н4)
Сигнализация максимального аварийного уровня 200мм в камере утечек насоса 17.4Н3 (17.4Н4).
Таблицу аварийных сигналов и таблицу блокировок и сигнализации читать совместно со схемой автоматизации
5МПа на каплеуловителе
газосепараторе ГС-1.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в газосепараторе ГС-2.
Сигнализация загазованности на площадке подогревателей нефти
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости аварийной ЕА.
Таблица применимости
в сепаратор со сбросом воды
Схемы соединений внешних проводок для задвижек Зд59
для задвижки Зд44 с учетом таблицы применимости.
Извещатель пожарный ручной взрывозащищенный
Подключение передвижных
средств пожаротушения
Каре резервуаров поз.21
Коробка зажимов ПИНЮ.685564.001ТУ КЗП 2.2-1612-12х4-25х1 В1.5
Провод медный гибкий МГ 6 ТУ16-705.466-87
Таблица соединений внешних проводок
План трасс контроля и автоматизации (начало)
План трасс контроля и автоматизации (продолжение)
Таблица потоков трасс
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в газосепараторе ГС-1:
- закрытие задвижки Зд23
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в сепараторе-дегазаторе СД-2:
Сигнализация загазованности на площадке емкости дренажной ЕП-4
Сигнализация максимального аварийного уровня 1100мм в газосепараторе ГС-1.
Сигнализация минимального аварийного уровня 300мм в сепараторе-дегазаторе СД-2.
Сигнализация загазованности на площадке емкости аварийной ЕА
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в сепараторе-дегазаторе СД-2.
Сигнализация максимального аварийного давления > 0
МПа в отстойнике воды ОВ-1.
МПа в отстойнике воды ОВ-2.
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Сигнализация загазованности на площадке емкостей хранения реагента Е-1 Е-3
Сигнализация загазованности на площадке установки подготовки воды
Сигнализация максимального аварийного уровня 1600 в емкости дренажной ЕП-4.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости дренажной ЕП-4.
Сигнализация загазованности на площадке емкости уловленной нефти ЕП-5
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении блока приточной
вентиляции с воздухозаборной трубой
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в емкости дренажной ЕП-3.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости дренажной ЕП-3.
Сигнализация загазованности на площадке емкости дренажной ЕП-3
Сигнализация максимального аварийного уровня 1600мм в емкости
Сигнализация загазованности на площадке емкости дренажно-канализационной ЕП-10
дренажно-канализационной ЕП-10.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости
со сбросом воды С-31.
сепаратора со сбросом воды С-31.
со сбросом воды С-32.
сепаратора со сбросом воды С-32.
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в сепараторе
Сигнализация максимального аварийного уровня 1300мм в сепараторе
МПа и минимального 0
в сепараторе со сбросом воды С-31.
в сепараторе со сбросом воды С-32.
Сигнализация загазованности на площадке сепараторов со сбросом воды С-31
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в емкости для слива промежуточного
теплоносителя ЕП-11.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости для слива промежуточного
Сигнализация загазованности на площадке емкости для слива промежуточного
Сигнализация загазованности на площадке емкости дренажной ЕП-9
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в емкости дренажной ЕП-9.
Сигнализация минимального аварийного уровня 400мм в емкости дренажной ЕП-9.
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении операторной
в трубопроводе нефти на нефтеналив.
- окрытие задвижки Зд24.
подогревателей нефти.
подогревателей нефти
- закрытие задвижки Зд3
Зд56 58 при пожаре на площадке
- отключение насоса откачки 5Н при нарушении герметичности масляной полости
Н в емкости аварийной ЕА.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 5Н
в емкости аварийной ЕА.
- отключение насоса откачки 5Н при минимальном 0
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 5Н
- отключение насоса Н-21 (Н-22)) при максимальной аварийной температуре
гидропяты Н-21 (Н-22):
- отключение насоса Н-21 (Н-22) при минимальном аварийном давлении 0
Блокировка от датчика давления на выходе насоса Н-21 (Н-22):
- отключение насоса Н-21 (Н-22) при минимальном 0
Блокировка от датчика максимального аварийного уровня в камере утечек насоса
- отключение насоса Н-21 (Н-22) при максимальном аварийном уровне 200мм.
Блокировка от датчика контроля вибрации насоса Н-21 (Н-22):
- отключение насоса Н-21 (Н-22) при превышении вибрации.
- отключение насоса Н-21 (Н-22) и вытяжного вентилятора 6.2В
- закрытие задвижки Зд8
Зд55 на входе насосного блока
Блокировка от датчика давления на входе насоса Н-21 (Н-22):
МПа на входе насоса Н-21 (Н-22).
Сигнализация максимального аварийного уровня 200мм в камере утечек насоса
Сигнализация превышения вибрации насоса Н-21 (Н-22).
при пожаре в помещении насосной.
Блокировка от датчика осевого сдвига насоса Н-21 (Н-22):
- отключение насоса Н-21 (Н-22) при осевом сдвиге.
Сигнализация осевого сдвига насоса Н-21 (Н-22).
Сигнализация максимального аварийного уровня 1100мм в отстойнике воды ОВ-1.
- открытие регулирующего клапана Кр-17 на линии с выхода нефти
при максимальном уровне 0мм;
- закрытие регулирующего клапана Кр-17 на линии с выхода нефти
Блокировка от датчика уровня в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-1:
при минимальном уровне -300мм;
- открытие регулирующего клапана Кр-16 на линии с выхода нефти
- закрытие регулирующего клапана Кр-16 на линии с выхода нефти
Блокировка от датчика уровня в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-2:
- открытие регулирующего клапана Кр-18 на линии с выхода воды
при максимальном давлении 0
- закрытие регулирующего клапана Кр-18 на линии с выхода воды
Блокировка от датчика давления в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-1:
при минимальном давлении 0
Блокировка от датчика давления в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-2:
Блокировка от датчика уровня в емкости уловленной нефти ЕП-5:
- отключение рабочего насоса 9Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд21 после включения насоса 9Н
- включение рабочего насоса 9Н при максимальном уровне 2000мм;
- отключение рабочего насоса 9Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд21 после отключения насоса 9Н
уровне 300мм и минимальном аварийном уровне 250мм.
- отключение насоса откачки 9Н при нарушении герметичности масляной полости
Н в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 9Н
в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 9Н
Сигнализация максимального уровня 2000мм в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости уловленной нефти ЕП-5.
Блокировка от датчика уровня в емкости дренажной ЕП-4:
- отключение рабочего насоса 13Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд20 после включения насоса 13Н
- включение рабочего насоса 13Н при максимальном уровне 1600мм;
- отключение рабочего насоса 13Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд20 после отключения насоса 13Н
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости дренажной ЕП-4.
Сигнализация максимального уровня 1600мм в емкости дренажной ЕП-4.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости дренажной ЕП-4.
- отключение насоса откачки 13Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 13Н.
Н в емкости дренажной ЕП-4.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 13Н
в емкости дренажной ЕП-4.
- отключение насоса откачки 13Н при минимальном 0
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 13Н
- отключение насоса откачки 9Н при минимальном 0
Блокировка от датчика уровня в емкости дренажной ЕП-3:
- отключение рабочего насоса 23Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд36 после включения насоса 23Н
- включение рабочего насоса 23Н при максимальном уровне 2000мм;
- отключение рабочего насоса 23Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд36 после отключения насоса 23Н
- отключение насоса откачки 23Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 23Н.
Н в емкости дренажной ЕП-3.
в емкости дренажной ЕП-3.
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости дренажной ЕП-3.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 23Н
Сигнализация максимального уровня 2000мм в емкости дренажной ЕП-3.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости дренажной ЕП-3.
Блокировка от датчика уровня в резервуаре нефти Р-1:
при минимальном уровне 1000мм.
- отключение рабочих насосов Н-11 (Н-12
Блокировка от датчика уровня в резервуаре нефти Р-2:
Блокировка от датчика уровня в резервуаре нефти Р-3:
Блокировка от датчика аварийного уровня в резервуаре нефти Р-1.
- отключение насоса Н-21 (Н-22)
при максимальном аварийном уровне 10800мм.
Сигнализация максимального аварийного уровня в резервуаре нефти Р-1.
Блокировка от датчика аварийного уровня в резервуаре нефти Р-2.
Сигнализация максимального аварийного уровня в резервуаре нефти Р-2.
Блокировка от датчика аварийного уровня в резервуаре нефти Р-3.
Сигнализация максимального аварийного уровня в резервуаре нефти Р-3.
- закрытие задвижки Зд6а Зд6в
при пожаре в каре резервуаров нефти.
Блокировка от датчика уровня в дренажно-канализационной ЕП-10:
- отключение рабочего насоса 26Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд41 после включения насоса 26Н
- включение рабочего насоса 26Н при максимальном уровне 1600мм;
- отключение рабочего насоса 26Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд41 после отключения насоса 26Н
Блокировка от датчика контроля герметичности масляной полости насоса откачки 26Н
- отключение насоса откачки 26Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 26Н.
в емкости дренажно-канализационной ЕП-10.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 26Н
в емкости уловленной нефти ЕП-10.
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости дренажно-канализационной ЕП-10.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 26Н
Сигнализация максимального уровня 1600мм в емкости дренажно-канализационной ЕП-10.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости
- отключение насоса откачки 26Н при минимальном 0
- открытие регулирующего клапана Кр-7 на выходном трубопроводе воды
при минимальном уровне 1200мм;
- закрытие регулирующего клапана Кр-7 на выходном трубопроводе воды
Блокировка от датчика уровня в сепараторе со сбросом воды С-31:
при достижении уровня 2000мм.
- открытие регулирующего клапана Кр-5 на выходном трубопроводе нефти
при минимальном уровне 1400мм;
- закрытие регулирующего клапана Кр-5 на выходном трубопроводе нефти
при достижении уровня 1900мм.
- открытие регулирующего клапана Кр-9 на выходном трубопроводе нефти
- закрытие регулирующего клапана Кр-9 на выходном трубопроводе нефти
Блокировка от датчика давления в сепараторе со сбросом воды С-31:
при падении давления до 0
- открытие регулирующего клапана Кр-8 на выходном трубопроводе воды
- закрытие регулирующего клапана Кр-8 на выходном трубопроводе воды
Блокировка от датчика уровня в сепараторе со сбросом воды С-32:
- открытие регулирующего клапана Кр-6 на выходном трубопроводе нефти
- закрытие регулирующего клапана Кр-6 на выходном трубопроводе нефти
- открытие регулирующего клапана Кр-10 на выходном трубопроводе нефти
- закрытие регулирующего клапана Кр-10 на выходном трубопроводе нефти
Блокировка от датчика давления в сепараторе со сбросом воды С-32:
сепараторов со сбросом
- закрытие задвижки Зд56 при пожаре на площадке сепараторов со сбросом воды.
Блокировка от датчика уровня в дренажно-канализационной ЕП-11:
- отключение рабочего насоса 34Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд60 после включения насоса 34Н
- включение рабочего насоса 34Н при максимальном уровне 1600мм;
- отключение рабочего насоса 34Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд60 после отключения насоса 34Н
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости для слива
Сигнализация максимального уровня 1600мм в емкости для слива
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости для слива
промежуточного теплоносителя ЕП-11.
Блокировка от датчика контроля герметичности масляной полости насоса откачки 34Н
- отключение насоса откачки 34Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 34Н.
в емкости для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 34Н
в в емкости для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 34Н
- отключение насоса откачки 34Н при минимальном 0
Блокировка от датчика уровня в емкости дренажной ЕП-9:
- отключение рабочего насоса 36Н при минимальном уровне 300мм;
- открытие выходной задвижки Зд19 после включения насоса 36Н
- включение рабочего насоса 36Н при максимальном уровне 2000мм;
- отключение рабочего насоса 36Н при минимальном аварийном уровне 250мм
- закрытие выходной задвижки Зд19 после отключения насоса 36Н
Блокировка от датчика контроля герметичности масляной полости насоса откачки 36Н
- отключение насоса откачки 36Н при нарушении герметичности масляной полости
насоса откачки 36Н.
в емкости дренажной ЕП-9.
Блокировка от датчика давления на выходе насоса откачки 36Н
- отключение насоса откачки 36Н при минимальном 0
Сигнализация минимального уровня 300мм в емкости дренажной ЕП-9.
Сигнализация нарушения герметичности масляной полости насоса откачки 36Н
Сигнализация максимального уровня 2000мм в емкости дренажной ЕП-9.
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в емкости дренажной ЕП-9.
- открытие регулирующего клапана Кр-13 на трубопроводе на нефтеналив
- закрытие регулирующего клапана Кр-13 на выходном трубопроводе нефти
Блокировка от датчика давления на трубопроводе на нефтеналив:
при достижении давления > 0
Сигнализация максимального аварийного уровня 1700мм в емкости отработанного масла Е-4.
Пожарная сигнализация в операторной поз.62
** - оборудование учтено в разделе охранно-пожарной сигнализации смотри 450.075-Ц-C037-ОПС.
длину и способ прокладки кабеля смотри таблицу соединений внешних проводок лист 32 80.
Пожарная сигнализация
длину и способ прокладки кабеля смотри таблицу соединений внешних проводок лист 33 89.
Каре резервуаров Р1 Р3
Металлорукав Р3-Ц-Х-20-11-У1 ТУ 4833-019-29124208-00
Кабель КВВГЭнг-LS 7х1
Коробка зажимов ПИНЮ.685564.001ТУ КЗП 2.2-1612-12х4-25х2 В1.5
Каре резервуаров Р-1 Р-3
** - кабель поставляется комплектно с сигнализатором светозвуковым ВС-4-2СФ.
Сигнализация максимального аварийного уровня 2700мм в емкости дренажной ЕП-9.
Блокировка от датчика давления в трубопроводе нефти в сепараторы со сбросом
Сигнализация минимального аварийного давления в трубопроводе нефти в сепараторы
со сбросом воды С-31
- закрытие задвижки Зд61 при минимальном давлении 0
Перечень элементов контуров
Термометр биметаллический показывающий WIKA-55
программируемый логический контроллер PLC
Датчик избыточного давления Rosemount 3051
Манометр показывающий МП4-У
клапан регулирующий с электроприводом AUMA Matic
Термометр сопротивления платиновый ТСП Метран-245
Интеллектуальный преобразователь температуры Метран-2700
Байпасный указатель уровня KCP
Вибрационный сигнализатор уровня Rosemount 2120
Волноводный радарный уровнемер Rosemount 3302
Датчик телеизмерения тока "ПТИ-2П"
Вибропреобразователь ВК-310C
Пост аварийной сигнализации взрывозащищенный ВС-3-2СФ-ГС
Пост управления взрывозащищенный кнопочный ПВК-25
Газоанализатор СГОЭС
Датчик перепада давлений Rosemount 3051
Волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301
Расходомер Метран-350 на базе трубки Annubar
Извещатель пожарный ручной взрывозащищенный ИП535 07е
Многоточечный термопреобразователь сопротивления MWX-FOI
Ультразвуковые преобразователи Panametrics
Датчик уровня LEM6CN
Измерительный преобразователь 644H
Прибор измерения осевого сдвига ВК-306
Пост аварийной сигнализации взрывозащищенный ВС-4-2СФ
Пост управления взрывозащищенный кнопочный ПВК-15
Сигнализация минимального аварийного уровня 500мм в отстойнике воды ОВ-1.
ОУУН - Оперативный узел учета нефти
ПУ - Панель управления
Объекты первого этапа строительства
запроектированные по заказу 450.074-Ц-C037-КА
Технологическая установка
Площадка подогревателей
Емкость аварийная поз.5
Емкость дренажная поз.13
Станция компрессорная низких ступеней
Емкость чистого масла
Установка компрессорная
Станция управления ВКС
Емкость отработанного масла
Резервуар нефти поз.21
Емкость дренажно-канализационная
Площадка сепараторов со сбросом
Подстанция трасформаторная
Насосная перекачки бытовых
Установка подготовки воды
Склад химлаборатории
противопожарная поз.63
Блок управления поз.37
Станция управления П1 П3
АРМ - Автономное рабочее место
Узел учета нефти поз. 6.3
Первый этап строительства
Таблицу аварийных сигналов
блокировок и сигнализации
Сигнализация загазованности в каре резервуаров Р-1
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в сепараторе со сбросом воды С-31.
Сигнализация максимального аварийного уровня 2100мм в сепараторе со сбросом воды С-32.
Сигнализация максимального аварийного уровня 0мм в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-1.
Сигнализация минимального аварийного уровня -300мм в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-1.
Сигнализация максимального аварийного уровня 0мм в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-2.
Сигнализация минимального аварийного уровня -300мм в аппарате глубокой очистки воды АГОВ-2.
глубокой очистки воды АГОВ-1.
глубокой очистки воды АГОВ-2.
8МПа в сепараторе С-41
Сигнализация минимального аварийного уровня 1400мм в сепараторе С-41
Сигнализация максимального аварийного уровня 550мм в сепараторе С-41
МПа в трубопроводе газа
Сигнализация загазованности на площадке сепараторов С-41
Сигнализация максимального аварийного уровня 250мм в ескости Е-6.
МПа в сепараторе концевом
МПа в сепараторе концевом
Сигнализация максимального аварийного уровня 1100мм в сепараторе концевом С-51
Сигнализация минимального аварийного уровня 250мм в сепараторе концевом С-51
МПа в трубопроводе конденсата
Сигнализация максимальной аварийной температуры 50°С на выходе АВО-1
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С на выходе АВО-1
Сигнализация минимального аварийного давления > 0
МПа в трубопроводе газа на ГТС.
Шкаф распределительный поз.62:
- аварийное отключение вводных автоматов и контроль тока на вводах.
Сигнализация подачи ГОТВ.
Распределительный щит поз.63:
- аварийное отключение вводных автоматов (2шт.);
- аварийное отключение линейных фидеров насосов пенообразователя (3шт.);
- аварийное отключение линейных фидеров насосов водяного пожаротушения (3шт.);
- аварийное отключение линейных фидеров насосов пенного пожаротушения (3шт.);
- контроль тока и напряджения на вводах.
МПа на выходе насосов пены Н1 Н3
в станции насосной противопожарной с пеногенераторной.
МПа на выходе насосов воды Н4 Н6
8МПа на выходе насосов
пенообразователя Н7 Н9
МПа на входном коллекторе
на площадке резервуара нефти;
- включение насосов пены Н1 Н3 и насосов пенообразователя Н7 Н9
- открытие задвижки Здп8
при пожаре на площадке резервуара нефти;
- закрытие задвижки Зд6а
при пожаре на площадке резервуара нефти.
- закрытие задвижки Зд6б
- закрытие задвижки Зд6в
на площадке печи П-1;
- открытие задвижки Здп6
при пожаре на площадке печи П-1;
при пожаре на площадке печи П-1.
на площадке печи П-2;
- открытие задвижки Здп7
при пожаре на площадке печи П-2;
- закрытие задвижки Зд28
при пожаре на площадке печи П-2.
на площадке печи П-3;
- открытие задвижки Здп10
при пожаре на площадке печи П-3;
- закрытие задвижки Зд29
при пожаре на площадке печи П-3.
на площадке подключения передвижных средств пожаротушения;
подключения передвижных
при пожаре на площадке подключения передвижных
средств пожаротушения;
- включение насосов воды Н4 Н6
Блокировка от датчика минимальной аварийной температуры в водопроводе
- включение насоса Н4 при минимальной аварийной температуре в водопроводе
противопожарном 5°С.
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в водопроводе противопожарном.
Сигнализация минимального аварийного уровня 1800мм в баке пенообразователя 11
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в баке пенообразователя 11
- отключение насосов пенообразователя Н7 Н9 при минимальном аварийном уровне 200мм.
Сигнализация минимального аварийного уровня 200мм в баке пенообразователя 11
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в помещении станции насосной
противопожарной с пеногенераторной.
Сигнализация минимальной аварийной температуры 5°С в резервуаре противопожарного
Сигнализация минимального аварийного уровня 10920мм в резервуаре противопожарного
Сигнализация минимального аварийного уровня 11000мм в резервуаре противопожарного
Блокировка от датчика минимального аварийного уровня в резервуаре противопожарного
- отключение насосов пены и воды Н1 Н6 при минимальном аварийном уровне 800мм.
Сигнализация минимального аварийного уровня 800мм в резервуаре противопожарного
Сигнализация максимального аварийного уровня 11420мм в резервуаре противопожарного
Сигнализация максимального аварийного уровня 11500мм в резервуаре противопожарного
Сигнализация максимального аварийного уровня 2700мм в емкости
дренажно-канализационной Е-1.
Сигнализация загазованности на площадке емкости дренажно-канализационной Е-1
Сигнализация минимальной аварийной температуры в помещении химлабаратории
Автоматическое включение резервного вентилятора
Автоматическое отключение вентиляторов при пожаре
склада химлабаратории.
Сигнал авариии со станции управления установки подготовки воды.
Авария шарового крана Кш4 Кш9.
читать совместно со схемой автоматизации
Номер не использован
в трубопроводе газа на ГТЭС
- открытие регулирующего клапана Кр-28 на трубопроводе газа на ГТЭС
- закрытие регулирующего клапана Кр-28 на трубопроводе газа на ГТЭС
Блокировка от датчика давления на трубопроводе газа на ГТЭС:
Трубопровод газа на ГТЭС
План трасс контроля и автоматизации (окончание)
Экспликация оборудования
Бак пенообразователя с перегородкой
Насосы пенообразователя
Противопожарная насосная станция
- автоматизированная насосная
установка пенного пожаротушения
установка водяного пожаротушения
с насосом ЭЦВ 6-10-110 (2раб.+1рез.)
Насосная над артскважиной
Условные обозначения и изображения
Раствор пенообразователя
Головка для присоединения передвижных средств
Направление движения воды
Направление движения воды при циркуляции
Задвижка с электроприводом N1 (краны шаровые ФБ 39 с элприводом AUMA)
Водопровод противопожарный
Водопровод подземной воды
Трубопровод в тепловой изоляции с электрообогревом
Трубопровод в тепловой изоляции
Камера низкократной пены КНП-5
Резервуар нефти (РВС-2000)
без станции управления
в комплекте с гидробаком V=50л
- насосная установка "HYDROJET JP6"
Балансный дозатор N1
Сооружения и трубопроводы
запроектированные по заказу 450.074 стадия"Р"
Сооружения и трубопроводы вновь проектируемые
Водопровод хоз-питьевой
Установка подготовки воды в составе:
бак для хранения воды V=12м3
насосная станция 2 подъема
Для подключения передвижных
Насосная станция внешней
Насосная станция внутренней
передвижных средств
Блок насосной откачки
средств пожаротушения ø70
откл. H1 H6 по Lмин.ав.
Схема автоматизации выполнена упрощенным способом по ГОСТ 21.404-85.
При Тмин. вкл. Н4 для циркуляции
Вкл. Н4 Н6 при пожаре
закрыть при циркуляции
Вкл. по Lмин.ав. в баке УПВ
Откл. по Lмакс.ав. в баке УПВ
Система автоматизации

1.dwg

ТУ 3615-145-00217298-2001
(ТУ 26-18-34-89) с насосом
эл.дв. ВА 200 М2 (IЕхdIIВТ4)
Емкость уловленной нефти
дренажно-канализационная
эл.дв. ВА 180 М2 (IЕхdIIВТ4)
Газосепаратор сетчатый
ТУ 8351-099-00217298-98
Сепаратор со сбросом воды
Стояк налива АСН-12ВГ (без насоса)
Qжидкости=937 3044 тсут.
(ТУ 26-18-34-89) с насосами
эл.дв. ВА 160 М2 (IЕхdIIВТ4)
Емкость канализационная
Емкость дренажно-канализационная
Резервуар нефти РВС-2000
проект 02-0106-07-КМ
Насосная внутренней перекачки
нефти в блочном исполнении
с насосами ЦНСнА 105-98
с эл.дв. 2ВР-250S2 (IExdIIBT4)
Оперативный узел учета нефти
(блочный) в составе:
- блок измерения количества нефти;
- блок показателей качества нефти
Трубопоршневая поверочная установка
Газосепаратор НГС-I-1
ТУ 8351-076-00217298-96
Сепаратор-дегазатор I-50-1
ТУ 3683-101-00217298-98
Аппарат глубокой очистки воды
Отстойник воды ОВ 50.1-2-И
Блок дозирования ингибитора коррозии
с насосом-дозатором НД 10100
с эл.дв. АИР 63А4У3 (IExdIIBT4)
с шестеренным насосом
с эл.дв. АИР90L4 (IExdIIBT4)
Емкость хранения ингибитора коррозии
-3-И ТУ 3683-101-00217298-98
Фирма Smith Meter Inc
предварительного отбора газа
Сепаратор I ступени сепарации
ТУ 8351-094-00217298-97
Сепаратор концевой ступени
Насосная внешней перекачки
НПС1.00.000 с насосами
с эл.дв. ВАО2-280S2 (IExdIIBT4)
Электронасос шурфовый погружной
Блок дозирования реагента БДР4-2
с эл.дв. АИР90L4 (IExdIIBT4)
Емкость хранения деэмульгатора
Факел высокого давления
Факел низкого давления
Газорегуляторный пункт шкафной
Панель розжига и контроля
Газосепаратор факельный
ТУ 8351-100-00217298-98
Блок насосный откачки
конденсата с насосами
эл.дв. ВАО 71-4 (IЕхdIIВТ4)
Экспликация оборудования и аппаратуры
промежуточного теплоносителя
Блок дозирования ингибитора
солеотложений БДР4-2
Емкость хранения ингибитора
с насосом-дозатором НД 1
Существующее оборудование и трубопроводы
Проектируемое оборудование и трубопроводы
Задвижка электрифицированная с дистанционным управлением
Кран шаровый электрифицированный с дистанционным управлением
Огневой предохранитель
Обводненная нефть с кустов на ЦПС
Откачка уловленной нефти
Нефть из резервуаров
Обводненная нефть на I ступень сепарации
Обезвоженная нефть на КСУ
Нефть из резервуаров на прием насосов внешней перекачки
Нефть с КСУ в резервуары
Нефть от узла учета нефти в напорный нефтепровод
Некондиционная нефть с насосов на сепараторы I ступени сепарации
Нефть в аварийную емкость
Нефть из буферной емкости на прием насосов внешней перекачки
Нефть с КСУ в буферную емкость
Нефть с уплотнений насосов в подземную емкость
Откачка из подземной емкости
Дренаж c ОУУН в дренажную емкость
Нефтепровод обводненной нефти с I ступени сепарации
Нефтепровод некондиционной нефти от насосов внутренней перекачки на нагреватели
Газ с УПОГ в газосепаратор
Газ с I ступени сепарации в газосепаратор
Газ с предохранительных клапанов
Газ на факел низкого давления
Газ на факел высокого давления
Газ на дежурную горелку
Сброс с предохранительных клапанов
Вода на аппараты очистки пластовой воды
Вода с сепараторов-дегазаторов на шурфовые насосы
Вода из сеноманских скважин
Конденсат из газосепаратора I ступени
Конденсат из сепараторов факельных линий на насосы
Конденсат из сепараторов факельных линий после насосов
Канализация производственно-дождевая самотечная
Канализация производственно-дождевая напорная
Трубопровод в тепловой изоляции
Трубопровод в тепловой изоляции с электрообогревом
Поворотная заглушка (обтюратор) в положении "открыто
Поворотная заглушка (обтюратор) в положении "закрыто
Условные обозначения и изображения
Ингибитор солеотложений
Откачка воды из подземной емкости
Нефть в сепараторы со сбросом воды
Конденсат с газовой электростанции
Нефтепровод на нагреватели
Нефтепровод после нагревателей на промежуточную ступень сепарации
Дренаж теплоносителя
с эл.дв. ВАО2-450LМ2
Клапан регулирующий с электроприводом
Клапан регулирующий с ручным приводом
Задвижка с заглушкой
во взрывозащищенном исполнении
*- эксплуатация оборудования предусматривается в составе второй очереди ЦПС
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Изм.2 лист 1
Трубопровод деэмульгатора
Трубопровод ингибитора коррозии
Трубопровод ингибитора солеотложений
Данный лист читать совместно с листами 1
* - приборы поставляются комплектно с насосным блоком.
** - приборы поставляются комплектно с насосным агрегатом.
Объемы автоматизации для Н-22 аналогичны показанным для Н-21.
Объемы автоматизации для ЕП-3
ЕП-10 аналогичны показанным для ЕА.
Объемы автоматизации для Р-3 аналогичны показанным для Р-1.
Объемы автоматизации для АГОВ-1 аналогичны показанным для АГОВ-2.
Объемы автоматизации для Е-1 3 аналогичны показанным для Е-5.
Объемы автоматизации для ОВ-2 аналогичны показанным для ОВ-1.
Объемы автоматизации для С-32 аналогичны показанным для С-31.
Система автоматизации БДР-1 4 поставляется в комплекте с технологическим оборудованием.
Система автоматизации П-1
поставляется в комплекте с технологическим оборудованием.
Объемы автоматизации для С-12 аналогичны показанным для С-11.
электронагревателями
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Изм.2 лист 3
Объемы автоматизации для С-22 аналогичны показанным для С-21.
Объемы автоматизации для Н-12
Н-13 аналогичны показанным для Н-11.
Откачка передвижными
Объемы автоматизации для ЕП-2
ЕП-7 аналогичны показанным для ЕП-8.
ОУУН запроектирован в первом этапе строительства смотри 450.074-Ц-6-КА.
На перспективу Ду 500
От передвижных средств
Производственно-дождевая канализация
Откачка передвижными средствами
В нефтепровод "Усть-Тегусское месторождение- Кальчинское месторождение
Вывоз шлама передвижными средствами
N18 в рабочем режиме должны быть опломбированы в открытом состоянии
N19 N27 в рабочем режиме должны быть опломбированы в закрытом состоянии.
Подключение пережвижной ПУ
Размыв и откачка осадка передвижными средствами
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Изм.2 лист 2
При Lмин. откл. Н-11 Н-13

6.doc

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
ЦПС Тямкинского месторождения.
Руководитель службы охраны труда
Руководители технических служб
(механика энергетика КИПиА)
Настоящий документ разработан:
Главный инженер Д.В. Миронов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА4
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ МАТЕРИАЛОВ РЕАГЕНТОВ ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ8
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЦПС14
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА47
КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА56
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ЦПС ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ88
1. Порядок пуска остановки ЦПС при нормальных условиях88
1.1. Перечень необходимых документов88
1.2. Порядок подготовительных работ89
1.3. Последовательность пуска ЦПС и вывода на режим90
1.4. Нормальная остановка ЦПС100
1.5. Особенности пуска остановки ЦПС в зимних условиях100
1.5.1. Правила эксплуатации ЦПС в зимнее время .101
1.5.2. Остановка аппаратов и трубопроводов в зимнее время 101
БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА103
1. Причины возникновения аварий103
2. Основные требования безопасного ведения технологического процесса107
3. Возможные аварийные ситуации и правила аварийной остановки ЦПС120
3.1. Прекращение подачи электроэнергии121
3.2. Прекращение подачи жидкости121
3.3. Прорыв горючих газов и нефти122
3.3.1. Разгерметизация сепаратора 1 ступени сепарации С-11 (С-12) .122
3.3.2. Разгерметизация С-21 (С-22) .123
3.3.3. Порыв напорного нефтепровода .123
3.3.4. Разгерметизация емкости хранения реагента .124
3.4. Пожар на ЦПС124
3.5. Нарушение санитарного режима125
4. Возможные неполадки технологического процесса и оборудования125
4.1. Причины организационного характера125
4.2. Причины технического характера126
4.3. Причины технологического характера126
4.4. Останов факельной системы130
ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ132
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ ОТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ140
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА141
1. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях141
2. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих тушения возможных загораний141
3. Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации142
4. Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования143
5. Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем144
6. Безопасность эксплуатации факельной системы146
7. Оценка технического состояния внутриплощадочных технологических трубопроводов и факельных газопроводов147
8. Ревизия технологических трубопроводов149
9. Техническое диагностирование150
10. Нормативные сроки эксплуатации технологических трубопроводов150
11. Рекомендуемый перечень средств контроля и измерений150
ОТХОДЫ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ СТОЧНЫЕ ВОДЫ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ151
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ159
ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ И НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ172
1. Инструкции по видам работ172
2. Инструкции по профессиям174
3. Перечень нормативно-технической документации174
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЦПС178
ЭКСПЛИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ179
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
Основой производства является технологический процесс представляющий собой совокупность производственных операций приводящих к последовательным изменениям свойств сырья с целью получения продукта с заранее заданными свойствами.
Из заданного технологического процесса вытекают практические требования к каждому работнику производства. Они излагаются в технологическом регламенте который является одним из важнейших производственных документов. Точное соблюдение технологического регламента обеспечивает высокую производительность процесса надежность промышленного оборудования делает безопасными и здоровыми условия труда обслуживающего персонала.
Центральный пункт сбора (ЦПС) на Тямкинском месторождении представляет собой комплекс сооружений для сбора подготовки нефти поступающей от нефтяных скважин транспорта подготовленной до товарных кондиций нефти в магистральный нефтепровод а также отделения попутного нефтяного газа и подготовки пластовой воды для использования ее в системе ППД.
Рекомендуемая и представленная в Приложении А технологическая схема позволяет обеспечить подготовку нефти до требуемого качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».
Технологическая схема первой очереди ЦПС Тямкинского месторождения предусматривает в своем составе строительство следующих объектов:
Устройство предварительного отбора газа DN 500 мм L=15975 м – 2 шт.;
Сепаратор 1 ступени сепарации со сбросом пластовой воды V=50 м3 ГП868.00.000 – 2 шт.;
Сепаратор концевой ступени сепарации V=25 м3 ГП 805.00.000 – 2 шт.;
Буферная емкость V=50 м3 ТУ 26-18-35-89 – 1 шт.;
Сепаратор-дегазатор пластовой воды V=50 м3 ТУ 26-18-35-89 – 2 шт.;
Насосная внешней перекачки нефти в блочном исполнении с 2-мя насосами ЦНСнА 105-441 и 1-м насосом ЦНСнА 60-330 – 1 шт.;
Оперативный узел учета нефти в составе: блок измерительных линий и блок измерения показателей качества нефти блок ТПУ узел подключения передвижной ПУ (эксплуатация оборудования предусматривается во второй очереди ЦПС – перспективное строительство);
Электронасос шурфовый погружной УЭЦН с элдв. ПЭД – 2 шт.;
Блоки дозирования ингибитора коррозии БДР-23 с дозировочными насосами НД 10100 – 2 шт.;
Блок дозирования деэмульгатора БДР-1 с дозировочными насосами НД 10100 – 1 шт.;
Блок дозирования ингибитора солеотложений БДР-4 с дозировочными насосами НД 1663 – 1 шт.;
Емкость для хранения деэмульгатора Е-1 V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 – 1 шт.;
Емкости для хранения ингибитора коррозии Е-23 V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 – 2 шт.;
Емкость для хранения ингибитора солеотложений Е-5 V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 –1шт.
Емкость дренажная ЕП-1 V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с двумя насосами откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость канализационная ЕП-7 V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-40-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажная ЕП-2 V=16 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5050-30-УХЛ2 – 1 шт;
Факел высокого давления СФНР-300 – 1 шт.;
Факел низкого давления СФНР-300 – 1 шт.;
Газосепаратор факельный ГСФ V=11 м3 – 2 шт.;
Блок насосный откачки конденсата с 2-мя насосами – 2 компл;
Емкость дренажно-канализационная ЕП-8 V=125 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2 – 1 шт;
Газосепаратор V=125 м3 ГП 805.00.000 – 1 шт.;
Газосепаратор сетчатый V=08 м3 ГП 1087.00.000 – 1 шт.;
Отстойник воды ОВ 50.1-2 V=50 м3 – 2 шт.;
Аппарат глубокой очистки воды АГОВ-501 V=50 м3 – 2 шт.;
Насосная внутренней перекачки нефти в блочном исполнении НПС2.00.000 с 2-мя насосами ЦНСнА 105-98 – 1 шт.;
Резервуар нефти РВС-2000 – 2 шт.;
Подогреватели нефти ПНПТ-16 – 2 шт.;
Сепаратор со сбросом воды V=100 м3 – 2 шт.;
Стояк налива Q=60-90 м3ч – 1 шт.;
Емкость аварийная ЕА V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11 V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажно-канализационная ЕП-9 V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажная ЕП-3 V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость уловленной нефти ЕП-5 V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажно-канализационная ЕП-10 V=16 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2 – 1 шт..
Объекты строительства подлежащие демонтажу по завершении строительства:
Скважина сеноманской воды – 3 шт.
производительность по жидкости млн. м3год (м3сутки) 0722 (1978);
производительность по нефти млн. тгод (тсутки)0564 (1545);
производительность по газу млн. нм3год (нм3сутки)52621 (144167).
Технические решения предусмотренные рабочей документацией представлены комплексом технологических технических и организационных мероприятий направленных в первую очередь на повышение эксплуатационной надежности противопожарной и экологической безопасности объектов ЦПС.
В основу заложены следующие технологические решения:
подача деэмульгатора в поток поступающей на ЦПС жидкости для улучшения процесса разрушения нефтяной эмульсии;
предварительное разгазирование нефти и сброс пластовой воды в УПОГ и сепараторах типа НГСВ;
подготовка нефти до товарных кондиций по содержанию воды до 05 % в сепараторах со сбросом воды типа ТФСК-Г с предварительным нагревом нефти подогревателями нефти ПНПТ-16;
окончательное разгазирование нефти прием доподготовка и хранение нефти в резервуарах типа РВС и дальнейший транспорт насосами внешней перекачки с замером расхода накладным счетчиком;
операции по перекачки подготавливаемой нефти пластовой воды насосами внутренней перекачки ЦПС;
применение ингибиторов коррозии и солеотложений в процессе подготовки нефти;
подача ингибитора коррозии (в последующем ингибитора парафиноотложений) в напорный нефтепровод;
использование факелов для сжигания газа высокого и низкого давлений;
установка предохранительных клапанов для защиты оборудования от превышения давления;
применение блочного каркасного блочно-комплектного оборудования заводского изготовления;
использование выделившейся пластовой воды после ее подготовки в системе ППД;
дренаж аппаратов в подземные дренажные емкости с последующей откачкой в технологический процесс;
теплоизоляция аппаратов и электрообогрев технологических трубопроводов.
Для быстрого отключения всех технологических площадок в аварийном режиме согласно требованиям ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» на входных и выходных коллекторах а также на факельных трубопроводах установлена быстродействующая электроприводная запорная арматура.
Объекты строительства комплекса ЦПС Тямкинского месторождения располагаются на землях лесного фонда находящихся в ведении Уватского районного лесничества – филиала ГУ ТО «Тюменьлес» Жердняковского участкового лесничества в эксплуатационных лесах.
Размещение объектов выполнено исходя из требований их повышенной экологической безопасности и эксплуатационной надежности. Объекты располагаются с учетом наименьшего воздействия на рельеф почвы растительный и животный мир за пределами ценных в экологическом и хозяйственном отношении лесов.
Источником электроснабжения ЦПС является дизельная электростанция 6 кВ расположенная на кусте скважин № 1.
Для приема и распределения электроэнергии на напряжение 6 кВ на площадке ЦПС предусмотрено комплектное закрытое распределительное устройство 6 кВ (ЗРУ 6кВ).
В качестве источника электроэнергии 04 кВ построена комплектная двухтрансформаторная подстанция 604 кВ в блочно-модульном исполнении.
Ближайшим населенным пунктом является пос.Туртас расположенный в 220 км к юго-западу от месторождения.
Климат данного района резко континентальный зима суровая холодная и продолжительная лето короткое теплое. Короткие переходные сезоны – осень и весна. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки. Безморозный период очень короткий. Резкие колебания температуры наблюдаются в течение года и даже суток.
Среднегодовая температура воздуха минус 07°С средняя температура воздуха наиболее холодного месяца - января минус 192°С а самого жаркого месяца-июля +176°С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь – минус 510°С абсолютный максимум – на июнь плюс 350°С. Первые заморозки отмечаются как правило во второй половине сентября последние обычно регистрируются во второй половине мая. Устойчивый снежный покров появляется в конце октября снеготаяние заканчивается в начале мая.
Температура наиболее холодной пятидневки составляет минус 400°С.
Район строительства характеризуется следующими условиями:
- расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 092 минус 40ºС; расчетная температура наружного воздуха наиболее холодных суток обеспеченностью 092 минус 45 ºС.
) по СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия»:
- расчетное значение снеговой нагрузки для IV района –24 кПа;
- нормативное значение ветрового давления для II района – 030 кПа;
) по ПУЭ издание 7 – нормативная толщина стенки гололеда для II района по гололеду – 15 мм.
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ МАТЕРИАЛОВ РЕАГЕНТОВ ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИ
Нефть. Это природная горючая легко воспламеняющаяся жидкость. Содержание в нефти воды растворенных солей и газов вызывает коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья.
Нефть относится к горючим жидкостям. Представляет собой смесь углеводородов парафинового ряда непредельных углеводородов ароматических соединений высших парафинов. Углеводороды входящие в состав нефти практически не растворимы в воде но с водой нефть образует эмульсии которые бывают двух видов: «нефть в воде» и «вода в нефти». С месторождений как правило поступает эмульсия «вода в нефти». Эмульсия «нефть в воде» наблюдается в основном на выходе воды из аппаратов предварительного сброса воды.
Нефть является взрывопожароопасным веществом.
По степени воздействия на организм сырая нефть относится к 3 классу опасности пары нефти – к 4 классу по ГОСТ 12.1.007-76*. Пары нефти обладают наркотическим и судорожным действием. Ароматические углеводороды нефти могут угрожать хроническими бензольными отравлениями с изменениями крови. Сырая нефть раздражает кожу обладает канцерогенным действием обусловленным наличием многоядерных ароматических углеводородов.
Физико-химические свойства разгазированной нефти представлены в таблице 2.1.
Наименование показателя
Плотность при температуре 20 °С
Кинематическая вязкость при 20 °С
Температура застывания
Массовое содержание:
- смол селикагелевых
Температура плавление парафинов
Температура начала кипения
Объемное содержание фракций выкипающих до:
Нефтяной газ. Это смесь легких углеводородов с преимущественным преобладанием метана с небольшим содержанием двуокиси углерода и азота. Нефтяной газ - это горючий газ и при его содержании в воздухе помещения от 45 до 15% образуется взрывоопасная концентрация которая при наличии источника огня взрывается. Предельно допустимая концентрация – 300 мгм3.
Нефтяной газ по степени воздействия на организм относится к 4 классу опасности. Нефтяные газы не содержащие сероводород рассматриваются обычно как безвредные. Серьезные расстройства связанные с недостатком кислорода начинаются при содержании в воздухе 25-30 % природного газа. Обладают слабым наркотическим действием. Острые отравления маловероятны.
При повышенной концентрации нефтяного газа применяются средства индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД).
Компонентный состав нефти и газа приведен в таблице 2.2.
Наименование компонентов
Содержание компонента % мольн.
Газовый конденсат. Конденсат газовый относится к воспламеняющимся веществам. Представляет собой смесь углеводородов метанонафтенового типа. Легковоспламеняющаяся жидкость. По степени воздействия на организм относится к 4 классу опасности. Горит. Запах специфический. Пары газового конденсата обладают наркотическим и судорожным действием. Ароматические углеводороды могут угрожать хроническими бензольными отравлениями с изменением крови. Конденсат раздражает кожу обладает канцерогенным действием обусловленным наличием ароматических углеводородов.
Пластовая вода. Выделяемая из нефти в процессе обезвоживания вода проходит очистку от нефти и механических примесей на установке подготовки пластовой воды.
Пластовая вода месторождения относится к гидрокарбонатно–натриевому типу.
Характеристики пластовой воды приняты в соответствии с данными проб взятых со скважин № 204 № 207 Тямкинского месторождения.
Химический состав пластовой воды приведен в таблице 2.3.
Общая минерализа-ция гл
Вода пластовая (скв. №207)
Вода пластовая (скв. №204)
Характеристика применяемых реагентов
С целью создания наиболее эффективных и благоприятных условий для расслоения нефтяной эмульсии в линию нефтяной эмульсии перед первой ступенью сепарации подается реагент - деэмульгатор.
Рекомендуется применять реагент - деэмульгатор типа Кемеликс 3448Х. Деэмульгатор представляет собой однородную прозрачную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета раствор смеси полимерных алкоксилатов и модифицированных блок-сополимеров окиси этилена окиси пропилена фирмы «ICI» в ароматическом растворителе с изопропанолом или в метаноле.
Для снижения коррозии технологического оборудования и трубопроводов пластовой воды а также напорного нефтепровода предусмотрено 2 ввода ингибитора коррозии.
В качестве ингибитора коррозии рекомендуется применять ингибитор коррозии типа «СНПХ-1004» - вводится в трубопровод и тем самым способствует предотвращению коррозии трубопроводов и оборудования. Представляет собой жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Примерный расход ингибитора коррозии принят 25г 50 г на тонну пластовой воды и нефти.
Для предотвращения осаждений различных по химическому составу солей (солеотложений) в трубопровод подачи нефти к подогревателям нефти предусмотрен ввод ингибитора солеотложений. В качестве ингибитора солеотложений рекомендуется ингибитор солеотложения типа «СНПХ-5311». ЛВЖ содержит метанол представляет собой однородную жидкость светло-желтого цвета. Примерный расход ингибитора солеотложений принят от 5 г до 50 г на тонну нефти в зависимости от степени образования солеотложений и их количества.
Все реагенты по воздействию на организм человека относятся к 3 классу умеренно опасных веществ по ГОСТ 12.1.007-76 являются токсичными взрывоопасными легковоспламеняющимися жидкостями. Они могут вызвать местнораздражающее действие ингаляционное отравление потерю зрения при проглатывании. Содержат в своем составе метанол в качестве разбавителя. Метанол токсичен при вдыхании паров при контакте с кожей. При приеме внутрь может вызывать поражение ЦНС и нарушение зрения (вплоть до слепоты) поражение печени почек. При авариях и ЧС может вызывать загрязнение окружающей природной среды изменения санитарного и гидробиологического режима в водных экосистемах.
Хранение реагентов предусматривается в емкостях хранения реагентов рассчитанных на 30-суточный запас согласно ВНТП 3-85 п.2.63.
Реагенты должны храниться на огражденной площадке в местах удаленных от открытого огня защищенных от воздействия прямых солнечных лучей и недоступных для посторонних лиц.
Огражденную площадку где хранятся реагенты следует закрывать кроме того должны быть вывешены предупредительные надписи: «Огнеопасно» «Яд».
Подбор наиболее эффективных реагентов устанавливается в каждом случае опытным путем по результатам промысловых испытаний реагентов. Рабочие дозировки и марки реагентов уточняются в процессе эксплуатации.
На все применяемые химические реагенты оформляются паспорта безопасности.
Физико-химические свойства предлагаемых реагентов и пенообразователя приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Физико-химические свойства реагентов
Деэмульгатор Кемеликс 3448Х
Ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-1004
Ингибитор солеотложений СНПХ-5311
Пенообразователь STHAMEX-AFFF
Агрегатное состояние
Однородная жидкость без осадка и расслоения
Плотность при 20 ОС кгм3
Вязкость кинематическая при 20 ОС мм2с
- вспышки в закрытом тигле
Содержание активного в-ва % масс.
Содержание растворителя % масс. наименование
ПДКр.з. мгм3 по растворителю
Кратность пены низкой кратности
Кратность пены средней кратности
Устойчивость пены низкой кратности сек
Устойчивость пены средней кратности сек
Водородный показатель РH
Характеристика исходного сырья материалов реагентов и готовой продукции приведена в таблице 2.5.
Таблица 2.5 – Характеристика исходного сырья материалов
реагентов изготовляемой продукции
Наименование сырья материалов реагентов изготовляемой продукции
Номер госу-дарственного или отрасле-вого стандарта технических
условий стан-дарта орга-низации
Показатели качества обязательные для проверки
Норма по ГОСТ ОСТ СТП ТУ (заполняется при необходи-мости)
Область применения изготовляемой продукции
Подготовка до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002
Массовая доля механических примесей
Давление насыщенных паров
Массовая концентрация хлористых солей
Содержание хлорорганичес-ких соединений
(определение обязательно)
Закачка в напорный нефтепровод «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение»
Содержание конденсата
Используется для горелок факельной системы;
в качестве топливного газа для подогрева-телей нефти ПНТП-16;
ГТЭС (в перспективе)
Содержание нефтепродуктов
Используется для обеспечения системы поддержания пластового давления (ППД)
Способствует созда-нию наиболее эффек-тивных и благоприят-ных условий для расслоения нефтяной эмульсии
Способствует предотвращению коррозии трубопро-водов и оборудования
Ингибитор солеотложений
Способствует предотвращению солеотложений в трубопроводах подогревателей нефти
Пенообразователь Sthamex-AFFF
Для пенного пожаротушения объектов
Должна соответствовать значению указанному в ТД (1040+20)
Должна соответствовать значению указанному в ТД (не установлено)
водородный показатель (рН)
Кратность пены средней кратности
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЦПС
При обустройстве ЦПС (первая очередь) Тямкинского месторождения сбор продукции скважин осуществляется по напорной герметизированной схеме. Нефтяная эмульсия после замерных установок по нефтесборным сетям транспортируется на входную гребенку узла подключения первой очереди ЦПС.
Давление на входе узла подключения 04 06 МПа температура поступающей жидкости – от плюс 10°С до плюс 40°С обводненность до 10%.
Нефтяная эмульсия через электрифицированные быстродействующие краны шаровые КШ1 КШ2 с электроисполнительным механизмом AUMA SAExC задвижки 7н 8н через устройства предварительного отбора газа УПОГ-1 УПОГ-2 и задвижки 10н 11н (при закрытой задвижке 9н) 12н 23н поступает в сепараторы I ступени сепарации с предварительным сбросом пластовой воды С-11 С-12 типа НГСВ.
Для КШ1 КШ2 предусмотрено местное и дистанционное управление с сигнализацией положения (открыт - закрыт) и сигнализацией при аварии. Краны КШ1 КШ2 закрываются при пожаре на технологической установке росте давления в трубопроводах подачи жидкости на первую ступень сепарации по сигналу датчиков давления PIRA 0114 0115.
При поступлении в операторную предупредительного сигнала по давлению с датчиков PIRA 0114 PIRA 0115 расположенных перед УПОГ-1 УПОГ-2 и с датчиков PIRA 0117 0119 сепараторов первой ступени сепарации оператор передает линейному руководителю сообщение о повышении давления во входных трубопроводах и визуально осуществляет контроль за течением процесса а при поступлении в операторную аварийного сигнала по давлению с датчиков PIRA 0114 PIRA 0115 PIRA 0117 PIRA 0119 оператор дистанционно производит закрытие входных кранов КШ1 КШ2 и задвижек Зд.70 и Зд.71 на узле подключения ЦПС.
При дальнейшем повышении давления линейный руководитель сообщает в диспетчерскую службу и руководству цеха о необходимости снижения подачи с кустов скважин.
УПОГ способствует отделению от нефтяной эмульсии до 80% газа созданию устойчивой расслоенной структуры потока жидкости повышает производительность сепараторов за счет снятия избыточных нагрузок по газу.
Для контроля и предупредительной сигнализации давления и температуры на входе в УПОГ-1 УПОГ-2 установлены:
- датчик давления Rosemount 3051 (PIRA 0114 0115);
- датчик температуры Метран-2700 (TIRA 0105 0106).
Технологическая обвязка сепараторов С-11 С-12 позволяет осуществлять работу сепараторов в режиме как параллельного так и последовательного подключения в зависимости от обводненности поступающей на ЦПС нефтяной эмульсии.
Малый процент обводненности поступающей нефтяной эмульсии в первые годы позволяет получить на выходе из сепаратора С-12 нефть с содержанием воды от 05 до 5% как при последовательной так и при параллельной работе сепараторов.
Регулирующие клапаны Кр-1 Кр-2 на трубопроводах выхода нефти из сепараторов С-11 С-12 поддерживают уровень раздела фаз «нефть-газ» в нужных пределах. Регулирующие клапаны Кр-3 Кр-4 на линии пластовой воды после сепараторов С-112 поддерживают уровень раздела фаз «нефть-вода».
Система контроля и автоматики сепаратора С-11 С-12 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 0101 0102);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий WIKA (PI 0110 0111);
- местный контроль уровня в аппарате - байпасный указатель уровня KCP (LI 0130 0131);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 0117 0119);
- дистанционный контроль и сигнализацию максимального значения перепада давления на каплеуловителе – датчик разности давлений Rosemount 3051 (PDIА 0116 0118);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0135 0138);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня нефти воздействием на регулирующий клапан Кр-1 (Кр-2) расположенный на трубопроводе выхода нефти из аппарата - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 клапан регулирующий Кр-1 (Кр-2) с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- дистанционный контроль межфазного уровня нефть - вода с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня воды воздействием на регулирующий клапан Кр-3 (Кр-4) расположенный на трубопроводе выхода воды из аппарата – волноводный радарный уровнемер Rosemount 3302 клапан регулирующий Кр-3 (Кр-4) с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- местное и дистанционное управление регулирующей арматурой с сигнализацией положения (процент открытия) и аварии клапанов Кр-1 Кр-4;
- контроль загазованности на площадке сепарационной установки с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0160 0164);- сигнализация неисправности газоанализаторов.
В случае подготовки нефти в сепараторах первой ступени С-11 С-12 по содержанию воды до 05% нефть из трехфазных сепараторов С-11 С-12 через задвижки 13н 14н 15н 17н 24н 25н 26н 20н поступает в трубопровод подачи жидкости для окончательного разгазирования в сепараторах КСУ С-21 С-22 или (в случае содержания воды в нефти более 05%) при открытых задвижках 28н 85н в путевые подогреватели П-12 и далее на вторую ступень сепарации в аппараты С-31 С-32.
Глубокое обезвоживание нефти после первой ступени сепарации происходит в трехфазных нефтегазовых сепараторах С-31 и С-32 типа ТФСК-Г с коалисцирующими насадками установки подготовки нефти с предварительным нагревом в подогревателях нефти П-1 П-2.
Подключение сепараторов С-31 и С-32 и подогревателей нефти П-1 П-2 производится через электрофицированные задвижки Зд.61 и Зд.59 на трубопроводе подачи обводненной нефти с первой ступени сепарации. Технологическая обвязка сепараторов С-31 С-32 и подогревателей нефти П-1 П-2 позволяет осуществлять работу оборудования в режиме как параллельного так и последовательного подключения. Нефть от сепараторов С-11 и С-12 через ручные задвижки 28н 85н и задвижки с электроприводом Зд.3 Зд.28 поступает для предварительного нагрева в подогреватели нефти П-1 П-2 и далее с максимальной температурой 45 0С из подогревателей поступает в сепараторы С-31 и С-32 через открытые электроприводные задвижки Зд.50 Зд.51 Зд.59 и ручные задвижки 87н 93н задвижка Зд.61 в это время должна быть закрыта.
Предварительный нагрев нефти до 45 0С осуществляется подогревателями нефти П-1 П-2 (1 рабочий 1 резервный) с промежуточным теплоносителем (пресной водой).
Подогреватели нефти заводом-изготовителем оснащаются системой автоматики которая предназначена для дистанционного розжига горелки регулирования технологических параметров процесса нагрева нефти рабочей и аварийной сигнализации автоматической защиты подогревателя при отклонении от нормы контролируемых параметров.
В комплект системы КИП и автоматики входит блок управления подогревателем нефти исполнительные механизмы и контрольно-измерительные приборы.
Система КИП и автоматики обеспечивает местный визуальный контроль следующих основных параметров технологического процесса:
- давления нефти на входе и выходе из подогревателя;
- давления топливного газа до и после фильтра;
- давления топливного газа перед горелкой после редуцирования;
- температуры нефти на входе и выходе из подогревателя;
- температуры теплоносителя в блоке нагрева;
- уровня промежуточного теплоносителя.
Система автоматики обеспечивает автоматическое регулирование давления топливного газа подаваемого к горелке и температуры нагрева промежуточного теплоносителя.
Система автоматики позволяет осуществлять автоматический дистанционный розжиг горелки с предварительным тестированием системы автоматизации.
Система автоматики подогревателей нефти обеспечивает аварийное отключение подогревателя и блокировку программы пуска с отсечкой топлива подачу световой и звуковой сигнализации при отклонении от заданных значений основных технологических параметров:
- давления нагреваемой нефти на входе в подогреватель;
- давления топливного газа перед горелкой;
- температуры промежуточного теплоносителя;
- уровня промежуточного теплоносителя;
- при погасании пламени горелки;
- при отключении электроэнергии и обрыве линии связи.
Система автоматики П-1 П-2 обеспечивает:
- автоматическое регулирование температуры нагрева нефтяной эмульсии и поддержание заданной температуры нагрева нефтяной эмульсии;
- передачу всех контролируемых параметров на верхний уровень по интерфейсу RS-485.
В процессе эксплуатации осуществляется рабочая известительная сигнализация со следующими параметрами:
- наличию напряжения питания;
- прохождению программы розжига;
- наличию пламени горелки.
На трубопроводах подачи нефти к подогревателям установлены расходомеры для контроля количества нефти поступающей к каждому подогревателю – расходомер- счетчик жидкости с ультразвуковым преобразователем DF868 (FQIR 0401).
На перепускном коллекторе подогревателей установлен датчик избыточного давления Rosemount 3051TG (PIRSА 0404).
Для контроля загазованности на площадке подогревателей (с включением местной световой и звуковой сигнализации) установлены газоанализаторы СГОЭС (QIA 0405 0409) осуществляется сигнализация неисправности газоанализаторов.
Аварийный сброс нефти от подогревателей П-1 П-2 предусматривается через электроприводные шаровые краны Кш.4 Кш.5 Кш.7 Кш.8 в емкость аварийную ЕА объемом 40 м3 с последующей откачкой на вход сепараторов I ступени сепарации С-11 С-12 погружным насосом в автоматическом режиме через задвижки Зд.18 66н.
Слив теплоносителя предполагается в емкость для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11 через ручные задвижки 68в 69в с последующей откачкой погружным насосом на прием установки подготовки пластовой воды (через задвижки Зд.60 59в).
Система контроля и автоматики емкости аварийной ЕА обеспечивает:
- автоматическую откачку жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню) по волноводному радарному уровнемеру Rosemount 3301 (LISA 0503);
- аварийную сигнализацию нарушения герметичности масляной полости насоса откачки с автоматической защитой (отключением) насоса - LEM6CN (LSA 0504);
- местный и дистанционный контроль давления на выходе насоса с предупредительной сигнализацией максимально и минимально допустимых давлений и отключением насоса при аварийном отклонении давления на выкиде насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051TG (PISA 0501);
- местное и дистанционное управление насосом с сигнализацией состояния;
- запуск насоса на закрытую электрозадвижку;
- местное и дистанционное управление электрозадвижкой на выходе насоса с сигнализацией положения (открыта-закрыта) и сигнализацией при аварии.
- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0502);
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0505);
- сигнализацию неисправности газоанализаторов.
Система контроля и автоматики емкости для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11 обеспечивает:
- местный контроль температуры - термометр биметаллический показывающий WIKA (ТI 3401);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 3403);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 3404). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню);
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051TG (PISA 3402) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 3405) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходной задвижкой Зд.60 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
- автоматическую защиту насоса при отклонении давления на выкиде насоса откачки;
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 3406 3408);
Из сепараторов С-31 и С-32 нефть с остаточным содержанием воды 05 % через задвижки 88н 90н 91н или 94н 96н (в зависимости от выбранной схемы работы сепараторов) 105н 30н (при закрытой задвижке 86н) поступает в трубопровод подачи обезвоженной нефти на КСУ. Регулирование уровня нефти в аппаратах С-31 и С-32 осуществляется по выходу нефти регулирующими клапанами Кр-5 Кр-6.
Пластовая вода выделившаяся в процессе подготовки нефти в аппарате С-31 через задвижки 61в 63в (или 64в 66в для С-32) 60в 59в поступает в трубопровод подачи пластовой воды на установку очистки (В37).
Регулирующие клапаны Кр-7 Кр-8 на линии пластовой воды после сепараторов поддерживают межфазный уровень «нефть-вода» в аппаратах.
Система контроля и автоматики сепараторов нефтегазовых С-31 С-32 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 3201 3202);
- дистанционный контроль температуры в аппарате - интеллектуальный преобразователь температуры Метран-2700 (TIR 3210 3211);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий МП4-У (PI 3203 3204);
- местный контроль уровня в аппарате - байпасный указатель уровня KCP (LI 3205 3206);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRСА 3214 3215);
- дистанционный контроль и сигнализацию максимального значения перепада давления на каплеуловителе – датчик разности давлений Rosemount 3051 (PDIА 3212 3213);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 3220 3221);
- автоматическое регулирование давления с воздействием на выход газа из сепаратора (регулирующие клапаны Кр.9 Кр.10) - датчик избыточного давления Rosemount 3051TG (PIА 3218 3219);
- дистанционный контроль межфазного уровня «нефть-вода» с сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня воды воздействием на регулирующий клапан Кр-7 (Кр-8) расположенный на трубопроводе выхода нефти из аппарата - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 клапан регулирующий Кр-7 (Кр-8) с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня нефти воздействием на регулирующий клапан Кр-5 (Кр-6) расположенный на трубопроводе выхода нефти из аппарата - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 клапан регулирующий Кр-5 (Кр-6) с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- местное и дистанционное управление регулирующей арматурой с сигнализацией положения (процент открытия) и аварии клапанов Кр-5 Кр-8;
- контроль загазованности на площадке сепарационной установки с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 3230 3233);
- сигнализация неисправности газоанализаторов.
Из сепараторов второй ступени сепарации С-31 С-32 подготовленная нефть поступает для окончательного разгазирования в сепараторы концевой сепарационной установки С-21 С-22. Регулирующие клапаны Кр-11 Кр-12 на трубопроводах выхода нефти из сепараторов С-21 С-22 поддерживают уровень нефти в сепараторах в нужных пределах.
Система контроля и автоматики сепаратора С-21 С-22 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 0103 0104);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий WIKA (PI 0112 0113);
- местный контроль уровня в аппарате - байпасный указатель уровня KCP (LI 0132 0133);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 0121 0123);
- дистанционный контроль и сигнализацию максимального значения перепада давления на каплеуловителе – датчик разности давлений Rosemount 3051 (PDIА 0120 0122);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0141 0143);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня нефти воздействием на регулирующий клапан Кр-11 (Кр-12) расположенный на трубопроводе выхода нефти из аппарата - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 клапан регулирующий Кр-11 (Кр-12) с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- местное и дистанционное управление регулирующей арматурой с сигнализацией положения (процент открытия) и аварии клапанов Кр-11 Кр-12;
- контроль загазованности на площадке сепарационной установки с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0160 0164);
Подготовленная до товарных кондиций нефть через задвижки 32н 33н 34н (при закрытой задвижке 35н) 37н 38н 39н (при закрытой задвижке 40н) 41н 44н при закрытой задвижке 42н может поступать в буферную емкость БЕ-1 для последующей откачки насосами внешнего транспорта. При закрытых задвижках 41н 43н и открытой задвижке 42н нефть может поступать от сепараторов С-21 С-22 на прием насосов внешнего транспорта минуя буферную емкость БЕ-1. При закрытых задвижках 41н 43н 48н и открытой задвижке 46н нефть может поступать от сепараторов С-21 С-22 на вход резервуаров товарной нефти Р-1 (Р-3) для последующей откачки насосами внешнего транспорта.
Откачку нефти для внешнего транспорта возможно осуществляться из резервуаров Р-1 (Р-3) через электрофицированные задвижки Зд.5а (Зд.5в) и корневые задвижки 117н или 118н (137н или 138н) задвижку 47н (при закрытой задвижке 48н) на трубопроводе подачи нефти от сепараторов С-21 С-22 к насосам внешней перекачки. Нефть со стояка 4 м поступает самотеком на вход насосов внешней перекачки Н-11 Н-12 или Н-13 для подачи в трубопровод внешнего транспорта.
Система контроля и автоматики буферной емкости БЕ-1 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 0301);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий WIKA (PI 0301);
- местный контроль уровня в аппарате - байпасный указатель уровня KCP (LI 0303);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 0305);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0306);
- сигнализацию нижнего аварийного уровня жидкости в аппарате при достижении которого подается сигнал на отключение насосов внешней перекачки Н-12 Н-13 - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0307);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня и автоматическое регулирование уровня нефти воздействием на регулирующий клапан Кр-22 расположенный на трубопроводе выхода нефти из насосной внешней перекачки нефти и на регулирующий клапан Кр-23 расположенный на трубопроводе перепускной линии с выкида на вход насосов Н-11 Н-12 Н-13 - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 клапан регулирующий Кр-22 Кр-23 с электроисполнительным механизмом AUMA SARE
- местное и дистанционное управление регулирующей арматурой с сигнализацией положения (процент открытия) и аварии клапанов Кр-22 Кр-23;
- контроль загазованности на площадке буферной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0310 0312);
- сигнализация неисправности газоанализаторов.
Из буферной емкости БЕ-1 через задвижки с ручным управлением 45н 43н (при закрытой задвижке 42н) 48н 53н 54н и электрифицированные задвижки Зд.12 Зд.14 нефть подается на прием насосов внешней перекачки нефти Н-12 Н-13 типа ЦНСнА 105-441 (или при открытых задвижках Зд.16 и 52н на вход насоса Н-11 типа ЦНСнА 60-330) и далее через электрифицированные задвижки Зд.13 Зд.15 или Зд.17 для Н-11 ручные задвижки 50н 51н или 49н для Н-11 56н (при закрытых задвижках 55н и 57н) 60н 61н (62н – закрыта) нефть поступает в напорный нефтепровод «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение». Регулирование подачи нефти в напорный нефтепровод осуществляется регулирующим клапаном Кр-22 установленным на напорном нефтепроводе после насосной внешней перекачки.
На напорном трубопроводе насосной внешней перекачки установлен накладной счетчик типа Panametrics AT868 (FIR 0653) позволяющий замерить количество транспортируемой нефти.
Применение оборудования оперативного узла учета нефти блочного исполнения (ОУУН) возможно только при работе насосного агрегата Н-11 типа ЦНСнА 60-330 т.к. насосные агрегаты Н-12 Н-13 типа ЦНСнА 105-441 при своей работе развивают давление превышающее конструктивно принятое давление оборудования в составе ОУУН – 40 МПа. Поэтому в случае подачи нефти от ЦПС в трубопровод внешнего транспорта с рабочим давлением превышающим 40 МПа задвижки 55н и 57н на трубопроводах подключения ОУУН ОБЯЗАТЕЛЬНО должны быть закрыты при открытых задвижках 56н 56.2н.
Между задвижками 56н и 56.2н в межтрубном пространстве предусмотрена врезка системы визуального контроля протечек запорной арматуры – выходной задвижки 56н. Контроль протечек осуществляется при закрытых задвижках 56н и 56.2н путем открытия задвижки 37д (задвижка 38д во время проведения визуального контроля протечки должна быть открыта по окончании проверки – задвижки 37д и 38д на дренажных линиях закрыть). Запорная арматура отвечает требованиям контроля герметичности в случае отсутствия течи нефти через открытую задвижку 37д.
Прием нефти после сепараторов концевой ступени сепарации С-21 С-22 может осуществляться в резервуары нефти Р-1 Р-3 объемом 2000 м3 каждый.
Пластовая вода выделившаяся в трехфазных сепараторах С-11 С-12 через задвижки с ручным приводом 1в 2в 3в 5в 6в 7в 9в 10в подается в сепаратор-дегазатор СД-1 для разгазирования. При закрытой задвижке 10в через открытые задвижки с ручным приводом 17в 26в пластовая вода может подаваться в сепаратор-дегазатор СД-2. Аппараты СД-1 и СД-2 работают параллельно – один рабочий один резервный. Регулирующий клапан Кр-27 на линии пластовой воды после сепараторов-дегазаторов СД-1 СД-2 поддерживает уровень пластовой воды в аппаратах.
Система контроля и автоматики сепаратора-дегазатора СД-1 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 0801);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий WIKA (PI 0802);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 TG (PIRA 0803);
- сигнализацию нижнего аварийного уровня жидкости в аппарате с отключением Н-31 Н-32 - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSA 0805);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 0804);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LIRA 0806);
- контроль загазованности на площадке сепаратора-дегазатора с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0807 0809);
Система контроля и автоматики сепаратора-дегазатора СД-2 обеспечивает:
- местный контроль температуры в аппарате - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 0811);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий МП4-У (PI 0816);
- дистанционный контроль предупредительную сигнализацию и регистрацию давления в аппарате – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 0826);
- сигнализацию нижнего аварийного уровня жидкости в аппарате с отключением Н-31 Н-32 - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSA 0832);
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 0831);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LIRA 0833).
Насосная внешнего транспорта нефти блочного исполнения в соответствии с документацией по заказу 450.074 проектом предусматривалась с 3-мя насосными агрегатами типа ЦНСнА 60-330. В связи с увеличением давления в напорном нефтепроводе «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение» два насосных агрегата ЦНСнА 60-330 (позиции Н-12 Н-13 по схеме) заменены на насосные агрегаты марки ЦНСнА 105-441. Насос Н-11 марки ЦНСнА 60-330 оставлен без замены для более гибкой работы схемы ЦПС в случае уменьшения давления в напорном нефтепроводе ниже параметров рабочей зоны насосов Н-12 Н-13. На приеме каждого насоса установлен сетчатый фильтр.
Автоматизация насосной внешней перекачки предусматривается в объеме комплектной поставки согласно разработанным техническим требованиям на проектирование изготовление поставку шеф-монтаж пуско-наладку и сдачу в промышленную эксплуатацию насосной.
Система контроля и автоматики насосной внешней перекачки с насосами Н-11 Н-12 Н-13 обеспечивает:
- местный и дистанционный контроль давления датчиками Rosemount 3051 (PIRSA 0621 0624 0627) на входе насоса с предупредительной сигнализацией минимального значения и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийной сигнализации минимального значения;
- местный и дистанционный контроль давления датчиками Rosemount 3051 (PIRSA 0622 0625 0628) на выходе насоса с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значения и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийной сигнализации минимального и максимального значения;
- дистанционный контроль температуры подшипников насоса и двигателя датчиками температуры Метран-245 (TIRSA 0605 0616) с предупредительной сигнализацией и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийном значении;
- дистанционный контроль температуры гидропяты насоса датчиками температуры Метран-245 (TIRSA 0617 0619) с предупредительной сигнализацией и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийном значении;
- сигнализация максимального уровня утечек с торцевых уплотнений сигнализатором уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 0630 0632) с отключением насосного агрегата;
- дистанционный контроль относительной вибрации ST5484E (GISA 0635 0637) с с предупредительной сигнализацией и отключением насоса при аварийном значении;
- дистанционный контроль перепада давления на фильтрах датчиками перепада давления Rosemount 3051 (PDIA 0620 0623 0626) с сигнализацией при максимальном значении;
- контроль тока в силовых цепях электродвигателя насоса датчиками телеизмерения тока МИР-ПТ-04 (EI 0638 0640);
- контроль и предупредительная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 10% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0641 0643) с включением аварийной вентиляции и свето-звуковой сигнализации;
- контроль и аварийная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 50% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0641 0643) с включением свето-звуковой сигнализации остановом насоса;
- контроль и предупредительная сигнализация наличия максимального уровня загазованности на площадке насосной 10% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0655 0658) с включением свето-звуковой сигнализации;
- контроль и аварийная сигнализация наличия максимального уровня загазованности на площадке насосной 50% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0655 0658) с включением свето-звуковой сигнализации;
- сигнализация неисправности газоанализаторов;
- отключение вытяжного вентилятора насоса и перекрытие задвижек с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
- местное и дистанционное управление насосом с запуском на закрытую выходную задвижку сигнализация состояния;
- местное и дистанционное управление входной и выходной электрозадвижками с сигнализацией положения (открыто - закрыто) и сигнализацией при аварии.
- сигнализация минимальной температуры – датчиком температуры Метран-2700 (TIA 0601).
На выкидной линии насосов установлен индикатор фазового состояния ИФС-1В-700 (QIRA 0002).
После насосной внешней перекачки при работе насоса Н-11 подготовленная нефть через задвижку 55н (при закрытой задвижке 56н) поступает по напорному нефтепроводу на оперативный узел учета нефти ОУУН предназначенный для проведения учетных операций по количеству и контролю качества нефти транспортируемой с ЦПС (при давлении транспортировки не превышающем 40 МПа).
Узел учета нефти производительностью 30 130 м3ч в блочном исполнении разработан МОАО «Нефтеавтоматика».
Оперативный узел учета нефти состоит из блоков и оборудования:
блок измерительных линий БИЛ в составе которого одна рабочая и одна контрольно-резервная линии DN 100 мм с преобразователями массового расхода и блок контроля качества нефти БИК-50-40;
блок стационарной ТПУ с поверочной установкой «Sm
узел подключения передвижной ПУ наружной установки.
В комплекте поставки ОУУН пробозаборное устройство щелевого типа DN 150 мм для отбора проб нефти в соответствии с ГОСТ 2517 с выдвижным устройством (лубрикатором) которое позволяет выполнять профилактические работы по очистке осмотру ЩПУ на действующем трубопроводе без остановки процесса транспортирования нефти.
Автоматизация ОУУН предусматривается в объеме комплектной поставки согласно разработанного МОАО «Нефтеавтоматика» проекта шифр 15110101187.00 и выполняется средствами измерений (СИ) ОУУН в следующем объеме:
- измерение расхода преобразователями массового расхода M
- измерение плотности поточным плотномером 7835 «So
- автоматический отбор пробы пробоотборником «Стандарт – АЛ-50»;
- определение содержания воды в нефти влагомером УДВН –1пм;
- дистанционный контроль температуры термопреобразователями 644 ЕН;
- местный контроль температуры термометром ТЛ-4;
- дистанционный контроль давления датчиками давления 3051 TG фирмы
- местный контроль давления манометром МТИ;
- контроль расхода нефти через БИК турбинным счетчиком МИГ-32Ш-40;
- регулирование расхода нефти через БИК регулятором расхода с электроприводом
- проведение операций поверки и контроля метрологических характеристик массовых расходомеров по ТПУ.
Система контроля и автоматики ОУУН обеспечивает:
Измерение в автоматическом режиме:
- объёма «нетто» (объём приведенный к стандартным условиям – t=200С и P=101325 бар);
- температуры и давления;
- текущего значения плотности при температуре и давлении нефти на каждой измерительной линии в том числе приведенного к 20 0С и 15 0С;
- средневзвешенных значений плотности температуры и давления за заданный промежуток времени (часа смены суток);
- перепада давления на фильтрах;
Автоматизированное и ручное управление режимами измерительных линий (включение выключение поддержание расхода).
Автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени ручной отбор точечной пробы.
Автоматизированное выполнение поверки и контроля метрологических характеристик рабочих расходомеров при помощи трубопоршневой установки (ТПУ) без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода оформление и печать протоколов поверки и контроль метрологических характеристик.
Контроль запорной арматуры протечки которой могут влиять на достоверность учетных операций результаты поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров с гарантированным перекрытием потока и устройством контроля протечек.
Автоматический контроль индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:
- расхода по каждой измерительной линии БИЛ и блоку измерений показателей качества (БИК);
- давления и температуры на выходе измерительных линий (ИЛ) и БИЛ;
- давления на входе БИЛ;
- давления и температуры БИК;
- перепад давления на фильтрах.
Индикацию и автоматическое обновление данных измерений объемного и массового расхода по каждой измерительной линии и БИЛ в целом значений давления по блоку измерительных линий (БИЛ) и значений температуры и давления в БИК плотности нефти содержания воды с выводом на дисплей.
Определение массы нетто с использованием значений составляющих балласта полученных в аналитической лаборатории.
Регистрацию результатов измерений за заданный промежуток времени (часа смены суток) их хранение не менее одного года и передачу в систему верхнего уровня.
Формирование отчетов по учету нефти и других необходимых документов за заданный интервал времени (часа смены суток) и по партиям нефти в автоматическом режиме и по запросу в соответствии с установленными формами.
Автоматический учет и архивирование журнала событий системы (переключения аварийные сигналы сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).
Диагностику средств измерений.
Учет времени работы оборудования для циклически работающего - количество циклов.
Возможность выборки и печати за любой интервал времени.
Параметры нефти замеряются и фиксируются по каждой измерительной линии и БИЛ в целом.
В комплекте с узлом учета нефти поставляются все необходимые приборы и измерительно-вычислительный комплекс.
Помещения ОУУН и ТПУ оборудованы системами сигнализации загазованности пожарной сигнализацией вентиляции освещения и отопления.
Технологической схемой ЦПС предусмотрена установка задвижек для подключения объектов перспективного строительства: электроприводная задвижка Зд.27 ручные задвижки №7 №17 для подключения вакуумной компрессорной станции (ВКС) при перспективном строительстве второй очереди ЦПС задвижки №19 №21 №25 для подключения газотурбинной электростанции (ГТЭС). Вся устанавливаемая для перспективного подключения запорная арматура должна быть опломбирована в закрытом положении.
На напорном трубопроводе с насосов внешней перекачки Н-11 Н-12 Н-13 предусмотрено подключение трубопровода подачи нефти к установке нефтеналива в автоцистерны АСН-1 через ручные задвижки 71н 72н.
Для налива в автоцистерны используется автоматизированная система налива АСН-12ВГ модуль Ду 100 без насоса.
Система автоматизации комплекса поставляемая в комплекте поддерживает функции безопасности оператора и процесса измерения продукта.
Управление измерительным комплексом осуществляется с рабочего места оператора наливного терминала. Рабочее место включает в себя компьютер и программный продукт «АРМ оператора налива и слива продукта».
Измерительный комплекс выполняет следующие функции:
- прекращение налива при достижении заданной дозы;
- прекращение налива через 20 секунд при прекращении подачи сигналов импульсов от расходомера к контроллеру комплекса;
- прекращение налива при нарушении заземления автоцистерн;
- прекращение налива при срабатывании датчика уровня;
- прекращение налива при ручном отключении;
- обеспечивается ограничение скорости налива в начальный и конечный период налива;
- сохранение в отсчетном устройстве информации о суммарном количестве отпущенной нефти;
- отображение информации о суммарном количестве отпущенной нефти при подаче соответствующей команды с компьютера.
Дополнительно предусмотрен дистанционный контроль давления с предупредительной и аварийной сигнализацией минимального и максимального допустимого значения давления нефти с регулированием давления в трубопроводе на стояк налива регулирующим клапаном (уставка уточняется при пуско-наладке).
Дренаж установки нефтеналива в автоцистерны АСН-1 производится в дренажно-канализационную емкость ЕП-9 с последующей откачкой погружным насосом в автоматическом режиме через задвижку Зд.19 на вход установки второй ступени сепарации с предварительным нагревом. При этом задвижка 18.1н на трубопроводе Н52 должна быть открыта задвижка 18н закрыта (для перепуска потока Н52 в направлении Н61).
Система контроля и автоматики емкости дренажно-канализационной ЕП-9 обеспечивает:
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 3602);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 3603). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню);
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051TG (PISA 3601) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 3604) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходной задвижкой Зд.19 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
-автоматическую защиту насоса при отклонении давления на выкиде насоса откачки;
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 3605 3606);
Некондиционная нефть из резервуаров Р-1 (Р-3) через открытые электроприводные задвижки резервуаров Зд.4а (Зд.4в) и корневые задвижки 122н или 123н (142н или 143н) откачивается насосами внутренней перекачки Н-21 Н-22 на вход в сепараторы С-11 С-12 или в трехфазные сепараторы С-31 С-32 с предварительным подогревом в подогревателях П-1 П-2. Этими же насосами предусмотрена откачка подтоварной воды отделившейся при технологическом и динамическом отстое из резервуаров Р-1 (Р-3) на вход блока очистки пластовой воды через открытые задвижки 71в 21в 9в 20в на трубопроводе откачки воды В37. При этом ручные задвижки 81н на трубопроводе подачи нефти в резервуары и 82н на трубопроводе некондиционной нефти на сепараторы первой ступени должны быть закрыты.
На входе насоса Н-21 предусмотрена электроприводная запорная арматура Зд.8 Зд.54 на входе насоса Н-22 задвижки Зд.10 Зд.55. На выкиде насосов установлены электрозадвижки Зд.9 (Зд.11 для насоса Н-22) ручные задвижки 9.1н (11.2н для насоса Н-22).
Насосы внутренней перекачки Н-212 располагаются в насосных блоках полной заводской готовности. На приеме каждого насоса установлен сетчатый фильтр.
Автоматизация по насосной внутренней перекачки предусматривается в объеме комплектной поставки согласно разработанным техническим требованиям на проектирование изготовление поставку шеф-монтаж пуско-наладку и сдачу в промышленную эксплуатацию насосной.
Система контроля и автоматики насосной внутренней перекачки Н-212 обеспечивает:
- местный и дистанционный контроль давления датчиками Rosemount 3051 (PIRSA 0682 0685) на входе насоса с предупредительной сигнализацией минимального значения и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийной сигнализации минимального значения;
- местный и дистанционный контроль давления датчиками Rosemount 3051 (PIRSA 0683 0686) на выходе насоса с предупредительной сигнализацией минимального и максимального значения и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийной сигнализации минимального и максимального значения;
- дистанционный контроль температуры подшипников насоса и двигателя датчиками температуры Метран-245 (TIRSA 0671 0672 0673 0674 0675 0676 0677 0678) с предупредительной сигнализацией и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийном значении;
- дистанционный контроль температуры гидропяты насоса датчиками температуры Метран-245 (TIRSA 0679 0680) с предупредительной сигнализацией и блокировкой запуска и остановом насоса при аварийном значении;
- сигнализация максимального уровня утечек с торцевых уплотнений сигнализатором уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 0687 0688) с отключением насосного агрегата;
- дистанционный контроль относительной вибрации ВК-310С (GISA 0689 0690) с предупредительной сигнализацией и отключением насоса при аварийном значении;
- дистанционный контроль перепада давления на фильтрах датчиками перепада давления Rosemount 3051 (PDIA 0681 0684) с сигнализацией при максимальном значении;
- контроль тока в силовых цепях электродвигателя насоса датчиками телеизмерения тока ПТИ-2П (EI 6103 6104);
- контроль и предупредительная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 20% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0695 0696) с включением аварийной вентиляции и свето-звуковой сигнализации;
- контроль и аварийная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 50% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 0695 0696) с включением свето-звуковой сигнализации остановом насоса;
- сигнализация минимальной температуры – датчиком температуры Метран-2700 (TIA 0670).
Коренные задвижки установленные на трубопроводах входа и выхода нефти непосредственно у резервуаров Р-1 Р-3 дублируются вне обвалования резервуаров быстродействующими электроприводными задвижками с дистанционным управлением согласно требованиям ПБ 09-560-03 «Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов» и ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств».
Система контроля и автоматики резервуара нефти Р-1 (Р-3) обеспечивает:
- дистанционный контроль уровня нефти с сигнализацией минимального и максимального допустимого значения - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LIRA 2105 2405);
- дистанционный контроль межфазного уровня с сигнализацией минимального и максимального допустимого значения - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3302 (LIRSA-2104 2404);
- аварийную сигнализацию минимального предельного значения уровня - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSА 2102 2103 2401 2403);
- дистанционный контроль средней температуры в резервуаре - преобразователь температуры Метран 644-H-A-I1-XA-C2-Q4 (TIA 2101 2401);
- останов (блокировка пуска) насосов внешней перекачки нефти при минимальном допустимом значении уровня;
- контроль и аварийная сигнализация максимального предельного уровня нефти (в двух точках) с перекрытием входной электрозадвижки;
- автоматическое закрытие входной и выходной электрозадвижек при пожаре;
- местное и дистанционное управление входной и выходной электрозадвижками c сигнализацией положения (открыта-закрыта) и сигнализацией при аварии.
Сбор дренажа от пробоотборных устройств резервуаров предусмотрен в емкость дренажно-канализационную ЕП-10 V=16 м3 типа ЕПП с последующей откачкой погружным насосом через задвижку Зд.41 на вход установки подготовки пластовой воды.
Система контроля и автоматики емкости дренажно-канализационной ЕП-10 обеспечивает:
- автоматическую откачку жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню) по волноводному радарному уровнемеру Rosemount 3301 (LISA 2603);
- аварийную сигнализацию нарушения герметичности масляной полости насоса откачки с автоматической защитой (отключением) насоса - LEM6CN (LSA 2604);
- местный и дистанционный контроль давления на выходе насоса с предупредительной сигнализацией максимально и минимально допустимых давлений и отключением насоса при аварийном отклонении давления на выкиде насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051 TG (PISA 2601);
- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 2602);
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 2605);
Первая ступень очистки пластовой воды происходит в отстойниках воды ОВ-1 ОВ-2 (1раб.+1рез.) которые обеспечивают содержание нефтепродуктов и твердых мехпримесей в очищенной пластовой воде на выходе не более 40 мгл. Пластовая вода по трубопроводу В37 через ручные задвижки 20в (при закрытой задвижке 9в) 38в (32в для ОВ-2) поступает на прием в отстойник ОВ-1. После очистки в ОВ-1 ОВ-2 пластовая вода через задвижки 39в на линии выхода воды из отстойника ОВ-1 или 33в на выходе из ОВ-2 подается на вторую ступень очистки в аппараты глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 (1раб.+1рез.) через открытые задвижки 51в или 44в на входе в аппараты глубокой очистки для осуществления более тонкой очистки по содержанию нефтепродуктов до 15 30 мгл и мехпримесей до 10 25 мгл.
На линиях выхода уловленной нефти из аппаратов установлены регулирующие клапаны Кр-14 Кр-17 позволяющие в автоматическом режиме осуществлять сброс уловленной нефти при превышении заданного уровня в емкостях. Уловленная нефть из отстойников ОВ-12 и аппаратов АГОВ-12 поступает по трубопроводу Н5 в емкость уловленной нефти ЕП-5 откуда в автоматическом режиме через электроприводную задвижку Зд.21 откачивается погружным насосом через открытые задвижки 70н или 69н в трубопровод обводненной нефти Н18 на прием УПОГ-1 или УПОГ-2.
Система контроля и автоматики отстойников воды ОВ-1 ОВ-2 обеспечивает:
- местный контроль температуры - термометр биметаллический показывающий WIKA (ТI 0814 0815);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий МП4-У (PI 0819 0820);
- дистанционный контроль давления с предупредительной сигнализацией максимального и минимального допустимого значения – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 0829 0830);
- аварийную сигнализацию максимального и минимального предельного значения давления;
- дистанционный контроль межфазного уровня с сигнализацией минимального и максимального допустимых значений - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3302 (LIRSA 0836 0837);
- автоматический сброс накопленной нефти в емкость уловленной нефти;
- местное и дистанционное управление клапаном на линии сброса нефти с сигнализацией состояния (открыт – закрыт).
Система контроля и автоматики аппаратов глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 позволяет обеспечить:
- местный контроль температуры - термометр биметаллический показывающий WIKA (ТI 0812 0813);
- местный контроль давления в аппарате - манометр показывающий МП4-У (PI 0817 0818);
- дистанционный контроль давления с предупредительной сигнализацией максимального и минимального допустимого значения – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRSA 0827 0828);
- дистанционный контроль межфазного уровня с сигнализацией минимального и максимального допустимых значений - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3302 (LIRSA 0834 0835);
- местное и дистанционное управление клапаном на линии сброса нефти с сигнализацией состояния (открыт – закрыт);
- автоматическое регулирование давления воды в аппарате;
- местное и дистанционное управление регулирующей арматурой на трубопроводе выхода воды из аппарата с сигнализацией состояния (открыт – закрыт).
Система контроля и автоматики емкости уловленной нефти ЕП-5 позволяет обеспечить:
- автоматическую откачку жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню) по волноводному радарному уровнемеру Rosemount 3301 (LISA 0903);
- аварийную сигнализацию нарушения герметичности масляной полости насоса откачки с автоматической защитой (отключением) насоса - LEM6CN (LSA 0904);
- местный и дистанционный контроль давления на выходе насоса с предупредительной сигнализацией максимально и минимально допустимых давлений и отключением насоса при аварийном отклонении давления на выкиде насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051 TG (PISA 0901);
- местное и дистанционное управление электрозадвижкой на выходе насоса с сигнализацией положения (открыта-закрыта) и сигнализацией аварии;
- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 0902);
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации по месту и в операторной - газоанализатор СГОЭС (QIA 0905);
- сигнализация неисправности сигнализаторов загазованности.
Дренаж от аппаратов установки подготовки воды осуществляется в емкость ЕП-3.
Система контроля и автоматики емкости дренажной ЕП-3 позволяет обеспечить:
- аварийную сигнализацию нарушения герметичности масляной полости насоса откачки с автоматической защитой (отключением) насоса - LEM6CN (LSA 2304);
- местный и дистанционный контроль давления на выходе насоса с предупредительной сигнализацией максимально и минимально допустимых давлений и отключением насоса при аварийном отклонении давления на выкиде насоса - датчик избыточного давления Rosemount 3051 TG (PISA 2301);
- сигнализация верхнего аварийного уровня жидкости в емкости - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LА 2302);
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации по месту и в операторной - газоанализатор СГОЭС (QIA 2305 2306);
Очищенная пластовая вода после второй ступени очистки подается в сепараторы-дегазаторы СД-1 СД-2 для окончательного разгазирования. Сюда же в перспективе будет подаваться сеноманская вода необходимая для восполнения дефицита закачиваемой воды в систему ППД. Для подключения трубопровода сеноманской воды ВВ2 предусмотрена задвижка №20 опломбированная в закрытом положении.
После разгазирования пластовая вода подается шурфовыми насосами Н-31 Н-32 в систему ППД с замером накладным счетчиком типа Panametrics DF868 (FIR 2210) установленным на высоконапорном водоводе.
Система контроля и автоматики шурфовых насосов Н-31 Н-32 обеспечивает:
- местный контроль давления на выходе насосов Н-31 Н-32 - манометр показывающий WIKA (PI 2201 2202);
- дистанционный контроль перепада давления на фильтрах датчиками перепада давления Rosemount 3051 (PDIA 2205 2206) с сигнализацией при максимальном значении;
- дистанционный контроль давления датчиками Rosemount 3051 (PIRSA 2203 2204) на выходе насоса с сигнализацией минимального максимального значения и блокировкой запуска и остановом насоса;
- местное и дистанционное управление входной и выходной задвижками Зд30 33 с электроисполнительным механизмом AUMA SAExC сигнализацией положения (открыто-закрыто) и сигнализацией при аварии.
Газ отделившийся в УПОГ-1 УПОГ-2 (через задвижки 1г и 3г) и в сепараторах I ступени сепарации С-11 С-12 (задвижки 2г 4г) подается в газосепаратор ГС-1 V=125 м3 типа НГС (через задвижку 8г) где происходит очистка газа от капельной жидкости. Регулирующий клапан Кр-19 на линии попутного газа из сепаратора ГС-1 поддерживает давление в системе «до себя». Далее газ из газосепаратора ГС-1 подается для дополнительной очистки от капельной жидкости в вертикальный сетчатый газосепаратор ГС-2 через задвижку с ручным приводом 9г и электроприводную задвижку Зд.23 (при этом задвижка Зд.24 на газопроводе должна быть закрыта). Часть осушенного газа после сетчатого сепаратора используется в качестве топливного для подогревателей нефти П-1 П-2 продувки факельных коллекторов и на дежурные горелки факелов. Оставшийся газ в перспективе будет транспортироваться на ГТЭС по газопроводу Г2 через задвижки 25г Зд.25 и узел замера с задвижками 48г и 49г.
Система контроля и автоматики газосепараторов ГС-1 ГС-2 обеспечивает:
- местный контроль температуры – термометр биметаллический показывающий WIKA (ТI 0170 0174);
- местный контроль давления - манометр показывающий МП4-У (PI 0171 0175);
- дистанционный контроль перепада давления на каплеуловителе с предупредительной и аварийной сигнализацией максимального значения в ГС-1 - датчик перепада давления Rosemount 3051СD (PDIА 0172);
- сигнализацию максимального аварийного уровня конденсата - сигнализатор уровня вибрационный Rosemount 2120 (LA 0173 0177);
- местный контроль уровня конденсата в аппарате ГС-2 - байпасный указатель уровня (LI 0176);
- в аппарате ГС-2 дистанционный контроль уровня конденсата с сигнализацией верхнего допустимого и нижнего допустимого значений и открытием клапана Кр-25 на линии сброса конденсате при верхнем допустимом уровне и закрытием при нижнем допустимом уровне - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LIRSA 0178);
- аварийную сигнализацию верхнего предельного уровня конденсата в аппарате ГС-2 с закрытием электроприводной задвижки на входе газа в сепаратор и открытием электроприводной задвижки на байпасной линии;
- аварийную сигнализацию нижнего предельного уровня;
- местное и дистанционное управление входной электроприводной задвижкой с сигнализацией состояния (открыта-закрыта) и аварии задвижки № 23.
На трубопроводе подачи газа к ГТЭС для учета количества подаваемого газа установлен расходомер типа Метран-350-MFA-Ехd (UQIR 01791).
В аварийном случае газ с I ступени сепарации сжигается на факеле высокого давления Ф-1 а газ с сепараторов С-31 С-32 и С-21С-22 - на факеле низкого давления Ф-2.
Газовый конденсат из газосепаратора ГС-1 сбрасывается в трубопровод выхода нефтяной эмульсии из сепараторов С-11 С-12 за счет разницы в высотных отметках.
Газовый конденсат из газосепаратора ГС-2 автоматически сбрасывается по уровню посредством работы клапана Кр-25 в трубопровод входа нефти в сепараторы КСУ С-21 С-22. Дренаж аппарата ГС-2 при остановке аппарата производится самотеком через ручную задвижку 7д в дренажную емкость ЕП-1.
Газ из сепараторов–дегазаторов СД-1 СД-2 сбрасывается на факел низкого давления Ф-2. По завершению перспективного строительства ЦПС второй очереди газ с аппаратов СД-1 СД-2 будет подаваться на ВКС которая территориально будет располагаться в границах площадки второй очереди ЦПС. Для перспективного подключения предусмотрена электроприводная задвижка Зд.27.
Уловленная нефть после отстойников ОВ-1 ОВ-2 и аппаратов глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 собирается в подземную емкость уловленной нефти ЕП-5 V=40м3 типа ЕПП с насосной откачкой в трубопровод входа нефтяной эмульсии на аппараты 1 ступени сепарации С-11 С-12. Откачка осуществляется в автоматическом режиме включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Дренаж из отстойников ОВ-1 ОВ-2 из аппаратов глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 и сепараторов - дегазаторов СД-1 СД-2 сбрасывается в подземную дренажную емкость ЕП-3 V=40 м3 типа ЕПП. Откачка из емкости погружным насосом производится на прием отстойников пластовой воды ОВ-1 ОВ-2. Откачка осуществляется в автоматическом режиме: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
В начальный период эксплуатации ЦПС часть выделившегося в УПОГ-1 УПОГ-2 и на первой ступени сепарации газа используется для продувки факельных коллекторов и на дежурные горелки факелов. Неиспользованный газ сжигается на факеле высокого давления Ф-1 типа СФНР-300.
Газ выделившийся в концевых сепараторах С-21 С-22 сжигается на факеле низкого давления Ф-2 типа СФНР-300.
В проекте предусмотрен замер расхода продувочного газа и автоматическое регулирование количества продувочного газа подаваемого в начало факельных коллекторов а также замеры газа подаваемого на дежурные горелки и газа сбрасываемого на Ф-1 и Ф-2.
Для защиты от превышения давления выше расчетного на сепараторах С-11 С-12 С-31 С-32 сепараторах КСУ С-21 С-22 предусмотрена установка предохранительных клапанов. Постоянные сбросы газа с первой ступени сепарации и аварийные сбросы газа с предохранительных клапанов аппаратов С-11 С-22 С-31 С-32 и газосепараторов ГС-12 направляются на факел высокого давления Ф-1.
Газ с концевой ступени сепарации буферной емкости и сепараторов–дегазаторов СД-1 СД-2 сбрасывается на факел низкого давления Ф-2. Газ из емкости уловленной нефти ЕП-5 так же сбрасывается на факел низкого давления Ф-2.
Проектируемая факельная система выполнена в соответствии с ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем».
Факельная система имеет два факельных коллектора и две факельные установки одинакового диаметра для обеспечения безостановочной работы и взаимозаменяемости факельных стояков.
В комплект поставки факельной установки входит:
● факельный ствол Ду=300 мм;
● струйный факельный оголовок с дежурной горелкой Ду=300 мм (поставка фирмы NAO (США);
● система розжига и контроля пламени (поставка фирмы NAOСША);
● ГРП - пункт газорегуляторный – для редуцирования давления газа подаваемого на дежурные горелки.
Розжиг горелки выполняется путем подачи напряжения (24В220В) на генератор высокого напряжения который соединен кабелем с высоковольтной свечой. На свече возникает запальная искра зажигающая пилотный газ в факельной горелке. Система розжига позволяет производить дистанционный розжиг факелов как в ручном так и в автоматическом режиме.
Устройством которое обеспечивает постоянный контроль над дежурной горелкой с электроискровым зажиганием и термопарой является автоматический блок управления зажиганием. Данный блок автоматически возобновляет розжиг при обрыве факела.
С факельной установкой поставляется комплектная система розжига факела. Поставляемая система обеспечивает:
ручной розжиг с панели управления розжигом факельной системы;
автоматический розжиг горелки на факельном стволе по заданной программе;
прерывание программы розжига при аварии технологического процесса;
контроль температуры и сигнализацию погасания пламени горелки;
звуковую сигнализацию отключения системы розжига факела;
световую индикацию причины отключения системы розжига факела и ручным сбросом сигнала аварии;
контроль наличия топливного газа;
формирование сигнала «Авария» с выводом в операторную.
Для предотвращения попадания воздуха в факельную систему предусматривается подача продувочного газа в факельные коллектора.
Согласно технологической схеме предусмотрен замер расхода продувочного газа и автоматическое регулирование количества продувочного газа подаваемого в начало факельных коллекторов а также замеры газа подаваемого на дежурные горелки и газа сжигаемого на факелах Ф-1 и Ф-2.
Для замера количества сжигаемого газа на факелах Ф-1 Ф-2 установлены расходомеры Метран-350 (UQIR U=f (FPT) 1750 1751).
Замер продувочного газа автоматическое регулирование количества продувочного газа и предупредительной сигнализации низкого и высокого расхода газа подаваемого в начало факельных коллекторов осуществляется ротаметрами Н-250 с воздействием на регулирующие клапаны Кр-21 и Кр-20 с электроисполнительным механизмом AUMA SARExC (FIRCA 0148 0149).
Для замера топливного газа и предупредительной сигнализации низкого расхода газа на газораспределительные пункты (ГРП-1 2) установлен ротаметр Н-250 (FIRA 0151).
Для сбора и удаления выделившегося конденсата по факельной трассе устанавливается узел сбора конденсата в составе:
Насосный блок откачки конденсата БН-1 БН2 – 2 шт.
Система контроля и автоматики газосепараторов факельных СФ-11 СФ-12 обеспечивает:
- местный контроль температуры в сепараторе - термометр биметаллический показывающий WIKA (TI 1701 1702);
- местный контроль давления в сепараторе - манометр показывающий WIKA (PI 1705 1706);
- дистанционный контроль и регистрацию давления в сепараторе – датчик избыточного давления Rosemount 3051 (PIRA 1724);
- сигнализацию нижнего аварийного уровня жидкости в сепараторе - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 1725 1728). При достижении нижнего аварийного уровня жидкости в аппарате автоматическое отключение рабочих насосов в БН-1 БН-2;
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в сепараторе - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LA 1726 1729). При достижении верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате автоматическое включение резервного насоса в БН-1 БН-2;
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня в сепараторе волноводным радарным уровнемером Rosemount 3301 (LIRSA 1727 1730). Автоматическое включение рабочего насоса при достижении верхнего уровня и автоматическое отключение рабочего насоса при понижении уровня.
В каждом насосном блоке БН-1 БН-2 расположены по два насоса (1 рабочий и 1 резервный).
Насос включается в работу при достижении уровня откачки (14 высоты сепаратора) и выключается при достижении минимального уровня. При достижении максимального уровня в сепараторе (12 высоты сепаратора) в работу включается резервный насос. Откачка конденсата осуществляется на вход сепараторов концевой ступени С-21 С-22.
Описание работы насосов:
Сброс в факельную систему не производится. Факельная система заполнена топливным (продувочным) газом. Факельный сепаратор и насосы жидкостью не заполнены. Задвижки на входе на насосы находятся в открытом положении. Задвижки на выходе насосов закрыты.
Происходит сброс газов в факельную систему. В сепараторе появляется конденсат который по всасывающему трубопроводу поступает в оба насоса и заполняет их.
В факельном сепараторе продолжается накопление жидкости.
Насос автоматически включается в работу при достижении уровня откачки (14 высоты факельного сепаратора). Открывается задвижка на нагнетании. При достижении максимального уровня жидкости в факельном сепараторе (12 высоты факельного сепаратора) в работу включается резервный насос и открывается задвижка на линии нагнетания резервного насоса. В результате откачки количество жидкости в сепараторе уменьшается до минимального уровня который определяется временем остановки насоса. При достижении этого уровня насосы автоматически выключаются и закрываются задвижки на нагнетании.
Система контроля и автоматики насосных блоков откачки конденсата БН-1 БН-2 обеспечивает:
- местный контроль давления на входе фильтров на входе и выходе насосов манометр показывающий WIKA (PI 1707 1712);
- контроль давления на выходе насоса датчиком давления Rosemount 3051 (PISA 1719 1722) с сигнализацией максимального минимального допустимых давлений и отключением насоса при отклонении давления;
- местное и дистанционное управление насосом сигнализация состояния;
- местное и дистанционное управление выходными задвижками Зд45 48 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
- контроль и предупредительная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 10% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 1745 1748) с включением аварийной вентиляции и свето-звуковой сигнализации;
- контроль и аварийная сигнализация наличия максимального уровня загазованности в насосной 50% НКПРП газоанализаторами СГОЭС (QISA 1745 1748) с включением свето-звуковой сигнализации и остановом насоса;
- сигнализация минимальной температуры – датчиком температуры Метран-274 (TIA1703 1704);
- отключение вытяжных вентиляторов и насосных агрегатов при пожаре.
Для сброса дренажа с факельных сепараторов СФ-11 СФ-12 и канализации с обордюренной площадки предназначена емкость дренажно-канализационная ЕП-8. К установке принята подземная емкость V=125 м3 ЕПП 125-2000-1300-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2 с эл.дв. ВА 180 М2 (IExdIIBT4). В начальный период эксплуатации откачка из емкости осуществляется передвижными средствами в последующем – на установку подготовки пластовой воды в автоматическом режиме: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Система контроля и автоматики дренажной емкости ЕП-8 обеспечивает:
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSА 1802);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 1803). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню);
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса (PISA 1801) с остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 1804) с остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходной задвижкой Зд40 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
-автоматическая защита насоса при отклонении давления на выкиде насоса откачки;
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 1805 1806);
Все задвижки смонтированные на факельных газопроводах в рабочем режиме должны быть опломбированы в открытом положении (за исключением задвижек установленных на байпасных линиях помимо факельных сепараторов.
Для сброса дренажей из сепараторов I ступени С-11 С-12 сепараторов КСУ С-21 С-22 буферной емкости БЕ-1 сепараторов-дегазаторов СД-1 и СД-2 предусмотрена подземная дренажная емкость ЕП-1 V=40м3 типа ЕПП с насосной откачкой на вход сепараторов С-11 С-12. Откачка из емкости осуществляется в автоматическом режиме двумя насосами: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Система контроля и автоматики дренажной емкости ЕП-1 обеспечивает:
- выбор рабочего (резервного) насоса;
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSА 0203) при достижении верхнего аварийного уровня включение резервного насоса;
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 0204). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение рабочего насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню);
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса (PISA 0201 0202) с остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 0205 0206) с остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходными задвижками Зд34 Зд49 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
-автоматическая защита насосов при отклонении давления на выкиде насоса откачки;
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0207 0208);
Для сбора утечек с уплотнений насосов внешней перекачки дренажа с фильтров предусмотрена подземная емкость ЕП-2 V=16 м3 типа ЕПП. Откачка из емкости производится на прием КСУ С-21 С-22. Откачка осуществляется в автоматическом режиме: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Система контроля и автоматики дренажной емкости ЕП-2 обеспечивает:
- управление насосом по уровню в ЕП-2;
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSА 0702);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 0703). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню);
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса (PISA 0701) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 0704) с блокировкой запуска и остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходной задвижкой Зд35 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 0705 0706);
Для улучшения расслоения эмульсии в трубопровод нефтяной эмульсии перед УПОГ вводится деэмульгатор в количестве 20 г 50 г на тонну нефти. Удельный расход определяется экспериментально в зависимости от типа деэмульгатора.
Дозирование деэмульгатора осуществляется дозировочными насосами типа НД 10100 расположенными в блоке дозирования реагента БДР-1.
Для приема и хранения деэмульгатора предусмотрена емкость Е-1 V=4 м3 – 1
Для снижения коррозии технологического оборудования и трубопроводов пластовой воды а также напорного нефтепровода предусмотрено 2 ввода ингибитора коррозии. Дозирование ингибитора коррозии осуществляется дозировочными насосами типа НД 10100 расположенными в блоках дозирования реагента БДР-2 БДР-3.
Примерный расход ингибитора коррозии принят 25 г 50 г на тонну пластовой воды и нефти.
Для приема и хранения ингибитора коррозии предусмотрены емкости Е-2 Е-3 объемом 4 м3 – 2
Для предотвращения осаждений различных по химическому составу солей (солеотложений) в трубопровод подачи нефти к подогревателям П-1 П-2 предусмотрен ввод ингибитора солеотложений. Дозирование ингибитора осуществляется дозировочными насосами типа НД 1663 расположенными в блоке дозирования ингибитора солеотложений БДР-4.
Примерный расход ингибитора солеотложений принят 5 г 50 г на тонну нефти в зависимости от степени образования солеотложений и их количества.
Для приема и хранения ингибитора солеотложений предусмотрена емкость Е-5 V=4 м3.
Емкости хранения реагентов рассчитаны на 30-ти суточный запас согласно требованиям п.2.63 ВНТП 3-85.
Система контроля и автоматики емкостей Е-1 Е-2 Е-3 Е-5 обеспечивает:
- местный и дистанционный контроль температуры в емкости аварийную сигнализацию низкой и высокой температуры реагента – датчик температуры Метран-2700 (TIRA 1103 1104);
- местный контроль уровня в емкости - байпасный указатель уровня KCP (LI 1101 1102);
- контроль и сигнализацию нижнего аварийного уровня реагента в емкости - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LIRA 1105 1106);
- контроль загазованности на площадке емкостей реагента с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 1107 1108);
Сброс дренажа из блоков дозирования реагентов БДР-1 БДР-4 предусматривается в дренажную емкость ЕП-1.
Установки дозирования деэмульгатора и ингибиторов поставляются в блочном исполнении и обладают полной автономностью в работе. Оборудование блока смонтировано на сварной раме и находится в теплоизолированном блок-боксе. Шкафы управления и силовое оборудование размещено в одном помещении с дозирующими насосами.
Автоматизация по блоку дозирования реагентов предусматривается в объеме комплектной поставки согласно разработанного опросного листа на изготовление поставку шеф-монтаж блока дозирования.
Система контроля и автоматики БДР-1 БДР-2 БДР-3 БДР-4 обеспечивает:
- контроль уровня и температуры реагента в технологической емкости;
- автоматическое управление электронагревателями в технологической емкости;
- аварийная сигнализация высокого и низкого уровня в технологической емкости;
- аварийная сигнализация низкой температуры в технологической емкости;
- местное и дистанционное управление дозировочными насосами;
- контроль состояния дозировочных насосов («вкл.» «выкл.»);
- контроль давления на выходе насосов;
- защиту дозировочных насосов по давлению («min» «ma
- автоматическое управление отоплением;
- сигнализацию загазованности низкой температуры «пожар»;
- автоматическое включение аварийной вентиляции при достижении загазованности 10 % НКПРП в технологическом блоке;
- аварийная световая и звуковая сигнализация загазованности у входа в технологический блок;
- автоматическое отключение технологического оборудования (дозировочные насосы насос закачки и перемешивания) при достижении загазованности 50 % НКПРП в технологическом блоке.
Для сбора канализационных стоков с площадок предназначена емкость канализационная ЕП-7. К установке принята подземная емкость V=40 м3 ЕПП 40-2400-1900-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-40-УХЛ2 с эл.дв. ВА200М2 (IExdIIBT4). В начальный период эксплуатации откачка из емкости осуществляется передвижными средствами в последующем – на установку подготовки пластовой воды в автоматическом режиме: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Система контроля и автоматики канализационной емкости ЕП-7 обеспечивает:
- сигнализацию верхнего аварийного уровня жидкости в аппарате - сигнализатор уровня вибрационного типа Rosemount 2120 (LSА 1002);
- дистанционный контроль уровня с предупредительной сигнализацией минимального и максимального допустимых значений уровня - волноводный радарный уровнемер Rosemount 3301 (LISA 1003). Автоматическая откачка жидкости по уровню в емкости (включение насоса при достижении верхнего уровня отключение по нижнему уровню).
- контроль и сигнализацию давления на выкидной линии насоса (PISA 1001) с остановом насоса;
- сигнализацию нарушения герметичности подвески насоса LEM6CN (LSA 1004) с остановом насоса;
- местное и дистанционное управление выходной задвижкой Зд39 с электроисполнительным механизмом AUMA SAE
- контроль загазованности на площадке дренажной емкости с включением местной световой и звуковой сигнализации - газоанализатор СГОЭС (QIA 1005 1006);
Внутриплощадочные технологические трубопроводы
Учитывая ответственность трубопроводов для повышения надежности и снижения аварийности в процессе эксплуатации в проектной документации приняты трубы из сталей улучшенных технических характеристик и повышенной эксплуатационной надежности.
Для технологических трубопроводов приняты:
●трубы стальные электросварные нефтегазопроводные выполненные сваркой ТВЧ повышенной эксплуатационной надежности из стали 09ГСФ по ТУ 1303-006.3-593377520-2003 для диаметров от 89 мм до 325 мм;
●трубы стальные бесшовные нефтегазопроводные повышенной эксплуатационной надежности из стали 09CФА по ТУ 1317-006.1-593377520-2003 для диаметра 57 мм.
При выборе труб учитывались рабочие параметры и свойства транспортируемой среды свойства материалов и изделий а также климатические условия района эксплуатации проектируемых трубопроводов.
В технических условиях на трубы и детали приведены требования к ударной вязкости и прочностные характеристики гарантированные заводом-изготовителем.
В соответствии с ТУ на трубы гарантируемая заводами-изготовителями скорость общей коррозии составляет не более 05 ммгод.
Категория и группа технологических трубопроводов определена согласно ПБ 03-585-03 “Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов“.
Категория и группа высоконапорного водовода РN=20 МПа в границах ЦПС определена согласно ПБ 03-585-03 “Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов“.
Категория и группа газопровода газоснабжения для ГТЭС определена согласно СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы».
Характеристика проектируемых трубопроводов представлена в табл. 3.1.
Таблица 3.1 – Характеристика проектируемых трубопроводов
Наименование трубопровода
Категория и группа трубопровода
Раб. усл. трубопров.
Нефтяная эмульсия на
Нефть на КСУ (обв. от 05%
Нефть на насосы внешней перекачки
Пластовая вода на подготовку
Пластовая вода с установки подготовки (низконапорный водовод)
Пластовая вода после насосов в систему ППД
Уловленная нефть в емкость уловленной нефти
Уловленная нефть на подготовку
Газ на факел низкого давл.
Газ на факел высокого давл.
Ингибитор солеотложения
Прокладка трубопроводов принята надземная на опорах и подземная.
Согласно нормам ПБ 03-585-03 п.5.1.5 для технологических трубопроводов групп А Б транспортирующих вредные и взрывоопасные вещества горючие газы предусмотрена надземная прокладка на несгораемых конструкциях опорах по территории ЦПС.
Факельные газопроводы проложены на эстакаде согласно ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем».
Факельные коллекторы проложены с уклоном не менее 0003 в сторону сепараторов. Все газовые трубопроводы на факельных трассах обогреты с помощью греющего электрического кабеля и затеплоизолированы.
Подземно проложены дренажные трубопроводы которые по технологии процесса не могут прокладываться надземно что допускается согласно п.2.192 (примечание) ВНТП 3-85.
Трубопроводы нефтяной эмульсии с кустов на УПОГ (устройство предварительного отбора газа) под автодорогой проложены подземно в защитных футлярах. При переходе под дорогой трубопроводы проложены в защитном кожухе (футляре). Концы футляра должны отстоять от обочины дороги не менее чем на 2 м в каждую сторону расстояние от верхней образующей кожуха до полотна автодороги не менее 05 м.
Подземно проложен высоконапорный водовод пластовой воды.
При переходе от надземной прокладки к подземной предусматривается перекрытие защитных покрытий внахлест на участке длиной не менее 05 м.
Надземные трубопроводы запроектированы с уклонами обеспечивающими их опорожнение при остановке.
Согласно ПБ 03-585-03 п.5.1.4 уклоны трубопроводов следует принимать не менее:
для легкоподвижных веществ -0002;
для газообразных веществ -0003;
для высоковязких и застывающих веществ – в пределах до 002.
С целью предотвращения деформации для трубопроводов надземной прокладки установлены П-образные компенсаторы а также используются местные повороты трассы для естественной компенсации (самокомпенсации).
Все надземные технологические трубопроводы имеют дренажи для слива воды после гидравлического испытания и воздушники в верхних точках трубопроводов для удаления газа. Для опорожнения трубопроводов от воды после гидравлического испытания в первую очередь используются устройства для технологического дренажа.
Надземная прокладка обеспечивает хорошие условия для наблюдения за трубопроводами и своевременного обнаружения аварий и их устранения.
Глубина заложения труб подземной прокладки до верхней образующей трубы не менее 08 м. для нефтепроводов и не менее 18 м для водоводов пластовой воды.
Монтаж трубопроводов контроль качества сварных соединений трубопроводов
Монтажные работы контроль качества сварных соединений технологических трубопроводов физическими неразрушающими методами выполнены согласно ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».
Контроль качества сварных соединений технологических трубопроводов производится ультразвуковым радиографическим методами или оба метода в сочетании.
Число сварных стыков подлежащих контролю от общего числа стыков сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка) согласно ПБ 03-585-03 табл. 12 п.7.3.9 принять равным для технологических трубопроводов I категории-20% II категории - 10% III категории - 2%.
Согласно ПБ 03-585-03 п.7.3.9 табл.12 контроль сварных стыков для трубопроводов V категории ограничивается пооперационным контролем который включает проверку качества и соответствия труб и сварочных материалов требованиям стандартов проверку качества подготовки концов труб и деталей трубопроводов под сварку проверку температуры предварительного подогрева проверку качества и технологии сварки и проверку режимов термообработки сварных соединений.
Объем контроля сварных стыков неразрушающими методами для высоконапорных водоводов (РN=20 МПа) в границах ЦПС (категория трубопровода IIВ) следует принимать в соответствии с ПБ 03-585-03 п.7.3.9 табл.12 равным 100%.
При сварке разнородных сталей объем контроля сварных соединений технологических трубопроводов I-IV категории принимается согласно ПБ 03-585-03 табл.12 100% для категории V-10% для высоконапорного водовода в границе ЦПС категории IIВ-100%.
Для факельных трубопроводов качество сварных швов необходимо проверить физическими неразрушающими методами в количестве 100% согласно ПБ 03-591-03 «Правила безопасной эксплуатации факельных систем».
Промывка и продувка трубопроводов
Все работы по очистке полости технологических трубопроводов выполняются в соответствии ПБ 03-585-03.
Промывка осуществляется водой продувка воздухом или инертным газом под давлением равным рабочему давлению в трубопроводе
Испытание трубопроводов
Величина давления испытания на прочность для технологических трубопроводов устанавливается проектной документацией.
Согласно п.8.2.2 ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» величина давления испытания на прочность должна составлять не менее:
Рисп. =125 * Рр * []20 []t где:
Рр – расчетное давление трубопровода МПа;
[]20 –допускаемое напряжение для материалов трубопроводов при 20º С;
[]t - допускаемое напряжение для материалов трубопроводов при максимальной положительной расчетной температуре;
[]20 []t =1 (согласно РТМ 38.001-94 «Указания по расчету на прочность и вибрацию технологических стальных трубопроводов» Раздел 3 п.3.1 п.3.2).
За расчетное давление в трубопроводе принимается (п.1.9 ПБ 03-585-03):
●расчетное давление для аппарата с которым соединен трубопровод;
●для напорных трубопроводов (после насосов) - максимальное давление развиваемое центробежной машиной при закрытой задвижке со стороны нагнетания.
Испытание технологических трубопроводов на прочность и плотность с последующей очисткой внутренней поверхности дополнительное испытание на герметичность выполнить согласно ПБ 03-585-03. Испытание на прочность и плотность следует проводить одновременно независимо от способа испытания. При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод (участок) необходимо отсоединить от оборудования и других трубопроводов заглушками. Всю запорную арматуру установленную на испытываемом трубопроводе полностью открыть сальники уплотнить все врезки штуцера бобышки – заглушить.
Испытательное давление в трубопроводе выдержать в течение 10 минут (испытание на прочность) после чего его снизить до рабочего давления при котором произвести тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).
Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
По окончании осмотра давление вновь повысить до испытательного и выдержать еще 5 минут после чего снова снизить до рабочего и вторично тщательно осмотреть трубопровод.
Дополнительное испытание на герметичность для технологических трубопроводов групп А Б проводится воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и плотность промывки и продувки трубопровода.
Дополнительное испытание на герметичность производится давлением равным рабочему давлению в трубопроводе.
Продолжительность дополнительного испытания на герметичность должна составлять не менее 24 часов.
Проверку на герметичность произвести после испытания на прочность и снижения давления до максимального рабочего и выдержки его не менее 12 часов.
Законченные строительством газопроводы газоснабжения (на ГТЭС к печам) подлежат испытанию на герметичность воздухом в соответствии с п.10.5.1 таблица 17 СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» (СП 62.13330.2011).
Стальные надземные газопроводы с давление свыше 03 МПа до 06 МПа испытываются давлением 075 МПа в течение 1 часа.
По завершении испытаний газопровода на герметичность давление в газопроводе следует снизить до атмосферного установить автоматику арматуру оборудование контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод под рабочим давлением в течении 10 минут.
Величина испытательного давления способ и вид испытания приведены в табл.1.7.
Для опорожнения трубопроводов от воды при гидроиспытаниях в низших точках трубопроводов предусмотрены дренажные устройства – вентили (задвижки).
В рабочем режиме спускники должны быть закрыты заглушены и тщательно затеплоизолированы.
Изоляция трубопроводов
Во избежание замерзания продукта надземные трубопроводы дренажа откачки из подземных емкостей факельные трубопроводы трубопроводы пластовой воды газопроводы трубопровод уловленной нефти прокладываются в тепловой изоляции с электообогревом саморегулируемым греющим кабелем. Остальные трубопроводы в тепловой изоляции.
В качестве теплоизоляционного материала приняты маты из стеклянного штапельного волокна на синтетическом связующем «URSA» по ТУ 5763-001-71451657-2004.
Толщина изоляции 50 мм для трубопроводов при DN 80 мм 60 мм для трубопроводов при DN =100150 мм 70 мм - для трубопроводов при DN =300 мм.
В качестве покровного слоя приняты:
- для трубопроводов DN >50 мм – лист алюминиевый марки АД1.Н ГОСТ 21631-76 толщиной 05 мм.
Крепление теплоизоляционных слоев всех трубопроводов и покровного слоя трубопроводов выполняются с помощью бандажей из алюминиевой ленты АД1.М 08х40 ГОСТ 13726-97 разрезанной пополам пряжками типа I-А по ТУ 36.16.22-64-92 и винтами самонарезающими 4х8.01.016 ГОСТ 10621-80.
Для подземных трубопроводов для защиты от почвенной коррозии предусмотрено антикоррозионное покрытие весьма усиленного типа по ГОСТ 9.602-2005:
-праймер НК-50 по ТУ 5775-001-01297859-95 в один слой;
-изоляционная лента “Полилен” по ТУ 2245-003-01297859-99 в два слоя;
-наружная обертка “Полилен-ОБ” по ТУ 2245-004-01297859-99 в один слой.
Герметичность затворов всей применяемой арматуры соответствует классу А ГОСТ Р 54808-2011.
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
Технологическая карта ЦПС составлена для производительности:
- производительность по жидкости млн. м3год (м3сутки) 0722 (1978);
- производительность по нефти млн. тгод (тсутки)0564 (1545);
- производительность по газу млн. нм3год (нм3сутки)52621 (144167).
Наименование стадий процесса аппараты показатели режима
Допускаемые пределы технологических параметров
Требуемый класс точности измерительных приборов по
Трубопровод нефти перед УПОГ-1:
Трубопровод нефти перед УПОГ-2:
Сепаратор I ступени сепарации С-11
Перепада давления на каплеуловителе
Уровень «нефть-вода»
Сепаратор I ступени сепарации С-12
Загазованность на площадке
Трубопровод газа из С-112
Сепаратор концевой ступени сепарации С-21
Сепаратор концевой ступени сепарации С-22
Трубопровод затворного газа на ФНД
Трубопровод затворного газа на ФВД
Буферная емкость БЕ-1
Емкость дренажная ЕП-1
Насосная внешней перекачки нефти Н-11-3
Температура подшипников
Температура гидропяты
Перепад давления на фильтре
PIRSA 0621 0624 0627
Давление на выходе Н-11
Давление на выходе Н-123
Загазованность в насосной
Выкидной трубопровод насосов Н-11-3
Наличие свободного газа
Насосная внутренней перекачки нефти Н-212
Температура подшипников насоса электродвигателя
TIRSA 06711 06721 06731 06741 06751 06761 06771 06781
Емкость дренажная ЕП-2
Сепаратор-дегазатор СД-1
Сепаратор-дегазатор СД-2
Емкость дренажно-канализационная ЕП-7
Уровень «вода-нефть»
Емкости хранения реагента Е-1235
Температура реагента
Газосепаратор факельный СФ-11
Уровень «газ-конденсат»
Газосепаратор факельный СФ-12
Насосный блок откачки конденсата БН-1
Перепад давления на фильтрах
Давление на выходе насосов
Температура в помещении насосной
Загазованность в помещении насосной
Насосный блок откачки конденсата БН-2
Емкость дренажная ЕП-8
Блок приточной вентиляции
Насос шурфовый для системы ППД
Трубопровод газа на ГТЭС
Трубопровод нефти в П-1
Трубопровод нефти в П-2
Площадка подогревателей нефти П-1 П-2
Давление в перепускном коллекторе
Загазованность на площадке
Управление работой печей
Сепаратор со сбросом воды С-31
Трубопровод газа из С-31
Сепаратор со сбросом воды С-32
Трубопровод газа из С-32
Трубопровод нефти в С-312
Оперативный узел учета нефти ОУУН
Температура измерительной линии N1
Давление измерительной линии N1
Расход измерительной линии N1
Температура измерительной линии N2
Давление измерительной линии N2
Расход измерительной линии N2
Температура в выходном коллекторе
Давление в выходном коллекторе
Давление во входном коллекторе
Перепад давления на фильтре N1
Перепад давления на фильтре N2
Содержание свободного газа
Загазованность в помещении
Температура на линии БИК
Давление на линии БИК
Температура в блоке ОУУН
Трубопоршневая поверочная установка
Детекторы прохождения
Температура во входном коллекторе
Температура в блоке ТПУ
Аппарат глубокой очистки воды АГОВ-1
Аппарат глубокой очистки воды АГОВ-2
Загазованность в каре резервуаров Р-13
Емкость дренажная ЕП-3
Емкость дренажная ЕП-5
Емкость дренажная ЕП-9
Емкость дренажная ЕП-10
Емкость дренажная ЕП-11
Емкость аварийная ЕА
Стояк налива нефти АСН-1
Трубопровод нефти на нефтеналив
Блок приточной вентиляции с воздухозаборной трубой поз.15
Температура в помещении
Блок приточной вентиляции с воздухозаборной трубой поз.38
Блок дозирования реагента БДР-4
Управление работой блока
Станция управления № 4
Емкость хранения реагента Е-5
** - показания в операторной;
*** - показания по месту и в операторной.
Система автоматики подогревателей нефти П-1 П-2 и блоков дозирования реагентов БДР поставляется комплектно с оборудованием.
КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Аналитический контроль (лабораторный и автоматический) по всем стадиям технологического процесса приведен в таблице 5.1 контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации и блокировок – в таблице 5.2.
Таблица 5.1 – Аналитический контроль технологического процесса
Наименование стадий процесса анализируе-мый продукт
Место отбора пробы (место установки средств измерений)
Контролируемые показатели
Метод контроля (методика анализа государственный или отраслевой стандарт)
Нефтяная эмульсия поступающая на ЦПС
Трубопровод нефтяной эмульсии на входе в сепараторы С-11 С-12
Содержание воды в нефтяной эмульсии
ГОСТ 2477-65 Экспресс-метод центрифугирования
1 Нефть на выходе из сепараторов С-11
2 Вода на выходе из сепараторов С-11
1 Трубопровод нефти после сепараторов С-11 С-12
2 Трубопровод воды после сепараторов С-11 С-12
1 Содержание воды в нефти
2 Содержание нефти в воде
-3 раза в сутки (по мере необхо-димости)
Нефть после оперативного узла учета
Трубопровод нефти на входе БИЛ – пробозаборное устройство
4 Определение упругости паров
Не более 500 мм.рт.ст.
4 Определение мехпримесей
5 Кинематическая вязкость при температуре 20 °С
раз в 10 дней (по графику сличения УУН)
7 Температура откачиваемой нефти
Автоматический контроль
Выход нефти с насосной внешней перекачки
Напорный трубопровод после насосов
Наличие свободного газа в потоке товарной нефти
Воздушная среда (содержание углеводородов)
Блоки насосной внешней перекачки;
Блоки насосной внутренней перекачки;
Блоки дозирования реагентов
Наружные технологические площадки
Инфракрасная измерительная головка Polytron 2 IR
Не более 10% НКПРП. Не более ПДК (300 мгм3)
Поступающий деэмульгатор ингибитор коррозии солеотложений
Емкости для хранения деэмульгатора ингибитора коррозии
1 Содержание активного вещества
Согласно ТУ на реагент
По мере необходимости
4 Температура застывания
Таблица 5.2 – Перечень блокировок и сигнализации
Наименование параметра
Критический параметр
Величина устанавливаемого предела
Операции по отключению включению переключению и другому воздействию
Трубопровод нефти в УПОГ-1
Предупредительная сигнализация в операторной
Давление (абс.) кгссм2
Аварийная сигнализация в операторной
Трубопровод нефти в УПОГ-2
Сепаратор первой ступени сепарации С-11
Перепад давления кгссм2
Максимальный уровень мм
регулирующий клапан Кр-1. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-3. Предупредительная сигнализация в операторной
Сепаратор первой ступени сепарации С-12
регулирующий клапан Кр-2. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-4. Предупредительная сигнализация в операторной
Технологическая установка
Загазованность % НКПРП
Включение местной световой и звуковой сигнализации предупредительная сигнализация в операторной
Включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Трубопровод нефти из С-112
регулирующий клапан Кр-11. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-12. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-21. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод газа на ФВД
регулирующий клапан Кр-20. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод газа из С-11 С-12
регулирующий клапан Кр-19. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод газа из С-11 С-12 (перед Кр-19)
Трубопровод газа в ГС-2
Трубопровод газа на байпасной линии в ГС-2
Трубопровод газа на ГТЭС (перспектива)
Трубопровод газа на ФНД
Минимальный уровень мм
Аварийная сигнализация в операторной.
регулирующий клапан Кр-22. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан КР-23. Предупредительная сигнализация в операторной
Площадка буферной емкости БЕ-1
Включить резервный насос откачки. Аварийная сигнализация в операторной
Включить рабочий насос откачки. Предупредительная сигнализация в операторной
Отключить рабочий (резервный) насос откачки. Аварийная сигнализация в операторной
Отключить насос откачки. Аварийная сигнализация в операторной
После включения насоса откачки
Открыть после включения насоса откачки
Насосная внешней перекачки Н-11-3
Температура подшипников °С
Отключить насос. Аварийная сигнализация в операторной
Температура гидропяты °С
Перепад давления на фильтре кгссм2
Давление на входе кгссм2
Давление на выходе насоса Н-11 кгссм2
Давление на выходе насосов Н-12 Н-13 кгссм2
Уровень в камере утечек мм
Помещение насосной внешней перекачки
Включение вытяжного вентилятора включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов Н-11 Н-13 включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов Н-11 Н-13 вытяжного вентилятора закрытие Зд12 Зд14 Зд16 аварийная сигнализация в операторной
У входа в насосную внешней перекачки Н-11-3
Загазованность% НКПРП
Задвижки на входе и выходе насосов
Открыть после включения
Включить насос откачки. Предупредительная сигнализация в операторной
Отключить насос откачки. Аварийная сигнализация в операторной
Максимальный уровень мм
Отключить насос Н-312. Аварийная сигнализация в операторной
Площадка сепаратора-дегазатора СД-1
Емкость дренажная ЕП-7
Включитьотключить насос откачки
Отключить насос откачки
Площадка емкости дренажной ЕП-7
Емкость хранения реагента Е-1
Емкость хранения реагента Е-2
Площадка емкостей реагента
Площадка склад навеса
Система контроля розжига N1
Система контроля розжига N2
Включение резервного насоса в БН-1. Аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов в БН-1. Аварийная сигнализация в операторной
Включить рабочий насос в БН-1. Предупредительная сигнализация в операторной
Отключить рабочий насос в БН-1. Предупредительная сигнализация в операторной
Площадка газосепараторов СФ-112
Давление на выходе 17.4Н1
Отключить 17.4Н1. Аварийная сигнализация в операторной
Давление на выходе 17.4Н2 кгссм2
Отключить 17.4Н2. Аварийная сигнализация в операторной
Отключить насос 17.4Н1. Аварийная сигнализация в операторной
Отключить насос 17.4Н2. Аварийная сигнализация в операторной
Задвижки на выходе насоса 17.4Н1
Задвижки на выходе насоса 17.4Н2
Помещение насосного блока откачки конденсата БН-1
Отключение насосов 17.4Н1 17.4Н2 включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов 17.4Н1 17.4Н2 вытяжного вентилятора закрытие Зд45 Зд46 аварийная сигнализация в операторной
Давление на выходе кгссм2
Отключить 17.4Н3. Аварийная сигнализация в операторной
Отключить 17.4Н4. Аварийная сигнализация в операторной
Уровень в камере утечек
Отключить насос 17.4Н3. Аварийная сигнализация в операторной
Отключить насос 17.4Н4. Аварийная сигнализация в операторной
Задвижки на выходе насоса 17.4Н3
Задвижки на выходе насоса 17.4Н4
Помещение насосного блока откачки конденсата БН-2
Отключение насосов 17.4Н3 17.4Н4 включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов 17.4Н3 17.4Н4 вытяжного вентилятора закрытие Зд47 Зд48 аварийная сигнализация в операторной
Открытие после включения насоса откачки
Площадка емкости дренажной ЕП-8
Шкафы управления электрообогревом 19ШУ1 19ШУ2
Включить электрообогрев трубопроводов
Насосы шурфовые для системы ППД
Отключение Н-31. Аварийная сигнализация в операторной
Отключение Н-32. Аварийная сигнализация в операторной
Закрытие Зд23 (сущ.) открытие Зд24 (сущ.).
Закрыть клапан Кр-25. Предупредительная сигнализация в операторной
Открыть клапан Кр-25. Предупредительная сигнализация в операторной
Минимальный уровеньмм
Трубопровод конденсата из газосепаратора ГС-2
Открыть при максимальном уровне LIRSA 0177
Закрыть при минимальном уровне LIRSA 0177
Площадка подогревателей нефти
Давление в перепускном коллекторе кгссм2
Закрыть задвижки Зд62 Зд63 Зд65 Зд66. Аварийная сигнализация в операторной
Зд62 Зд63 Зд65 Зд66.
Закрыть при минимальном давлении PIRSA 0404
Насосная внутренней перекачки Н-212
Температура в блоке °С
Отключение насосов Н-212 включение местной световой и звуковой сигнализации аварийная сигнализация в операторной
Отключение насосов Н-212 вытяжного вентилятора закрытие Зд9 Зд11 аварийная сигнализация в операторной
Максимальный уровень
Отключение вытяжного вентилятора аварийная сигнализация в операторной
Площадка сепаратора-дегазатора СД-2
Предупредительная и аварийная сигнализация в операторной
Закрыть клапан Кр-15. Предупредительная сигнализация в операторной
Открыть клапан Кр-15. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод уловленной нефти из ОВ-1
Открыть при максимальном уровне LIRSA 0833
Закрыть при минимальном уровне LIRSA 0833
Закрыть клапан Кр-14. Предупредительная сигнализация в операторной
Открыть клапан Кр-14. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-18. Предупредительная сигнализация в операторной
Уровень в колпаке от верхней обечайки аппарата мм
Закрыть клапан Кр-17. Предупредительная сигнализация в операторной
Открыть клапан Кр-17. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод воды из АГОВ-1
регулирующий клапан Кр-24. Предупредительная сигнализация в операторной
Уровень в колпаке от верхней обечайки аппарата мм
Закрыть клапан Кр-16. Предупредительная сигнализация в операторной
Открыть клапан Кр-16. Предупредительная сигнализация в операторной
Трубопровод воды из АГОВ-2
Открыть при максимальном уровне LIRSA 0834
Закрыть при минимальном уровне LIRSA 0834
Емкость уловленной нефти ЕП-5
Емкость хранения реагента Е-3
Закрыть Зд5а отключить
Н-11 Н-13. Предупредительная сигнализация в операторной
Закрыть Зд6а Зд7а отключить Н-21 Н-22. Аварийная сигнализация в операторной
Закрыть Зд6а Зд7а отключить Н-212. Аварийная сигнализация в операторной
Закрыть Зд5в отключить
Закрыть Зд6в Зд7в отключить Н-21 Н-22. Аварийная сигнализация в операторной
Закрыть Зд6в Зд7в отключить Н-212. Аварийная сигнализация в операторной
Каре резервуаров Р-1 Р-3
Зд5а Зд5в Зд6а Зд6в Зд7а Зд7в
регулирующий клапан Кр-9. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-7. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-5. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-10. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-8. Предупредительная сигнализация в операторной
регулирующий клапан Кр-6. Предупредительная сигнализация в операторной
Площадка сепараторов со сбросом воды С-312
Емкость для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11
Площадка стояка налива нефти АСН-1
Загазованность % НКПРП
регулирующий клапан Кр-13. Предупредительная сигнализация в операторной
Шкафы управления электрообогревом 61ШУ1 61ШУ10
НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ ЦПС ПРИ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
1. Порядок пуска остановки ЦПС при нормальных условиях
1.1. Перечень необходимых документов
Перед пуском ЦПС в эксплуатацию должно быть проверено наличие:
проектной исполнительной и наладочной документации;
актов и журналов на скрытые работы и отдельные виды работ;
актов приемки установки рабочей и государственной комиссией документов подтверждающих устранение обнаруженных нарушений и отступлений от проекта;
актов на ревизию оборудования;
актов на гидравлическое испытание аппаратов и трубопроводов;
актов на испытание систем вентиляции;
актов комплексного опробования смонтированного оборудования;
акта на испытание аварийной сигнализации и блокировок;
акта на испытание систем пожаротушения;
акта на испытание систем молниезащиты и заземления;
акта обкатки оборудования;
акта рабочей и государственной комиссии;
паспортов на установленное оборудование и инструкций по его эксплуатации;
документации на наличие сырья химреагентов;
документации на аттестацию обслуживающего персонала;
технологического регламента;
плана ликвидации возможных аварий;
наличие обязательных инструкций согласно перечню;
инструкций по охране труда и технике безопасности;
инструкции противопожарной безопасности промсанитарии на рабочих местах.
Пуск ЦПС в работу и остановка ее осуществляется только при наличии письменного разрешения начальника цеха или его заместителя при наличии обученного обслуживающего персонала исправного технологического оборудования контрольно-измерительных приборов.
Персонал обслуживающий установку подготовки нефти на ЦПС должен пройти специальное обучение о порядке пуска вывода на нормальный режим эксплуатации установки обязан знать схему и назначение всех аппаратов трубопроводов арматуры контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
Во время работы необходимо обеспечить контроль за всеми параметрами технологического процесса (давление температура и т.д.) которые должны периодически проверяться дублирующими приборами установленными непосредственно на аппаратах.
Перед пуском необходимо проверить исправность оборудования арматуры трубопроводов приборов КИПиА на предмет исправности и герметичности аппаратов и фланцевых соединений наличия питания на приборы КИПиА исправность манометров и предохранительной арматуры наличие средств защиты и первой медицинской помощи; исправность систем связи и сигнализации и отсутствие заглушек на коммуникациях кроме заглушек которые нужны при проведении технологического режима; исправности и готовности систем пожаротушения канализации наличие противопожарного инвентаря.
Все не включаемое в работу оборудование и трубопроводы должны быть отключены от общей системы паспортными заглушками с регистрацией в специальном журнале.
К моменту приема сырья с территории должны быть убраны все посторонние предметы строительный мусор прекращены все строительные и огневые работы. Все рабочие и ИТР не связанные с пуском должны быть удалены с территории ЦПС.
Непосредственно перед пуском проверяется готовность подачи по постоянной схеме электроэнергии реагента. Проверяется работа вентиляционной системы приборов контроля и автоматизации системы пожаротушения средств связи.
1.2. Порядок подготовительных работ
Непосредственно перед пуском необходимо:
оповестить обслуживающий персонал ЦПС о пуске;
оповестить пожарно-техническую службу;
оповестить оператора;
получить сигнал готовности к пуску от дежурного по приборам контроля и автоматизации от дежурного электрика;
предупредить дежурного по ЦИТС о начале пуска;
поставить в известность все взаимосвязанные службы и подразделения;
получить разрешение и подтверждение от всех взаимосвязанных служб и руководителя предприятия;
убедиться в исправности оборудования и запорной арматуры;
проверить правильность составления технологической карты;
снять заглушки с трубопроводов аппаратов с отметкой о снятии в журнале установленных заглушек;
убедиться в закрытии дренажных вентилей и задвижек на аппаратах и трубопроводах;
убедиться в исправности насосного оборудования снятии на них заглушек и подачи напряжения на электродвигатели насосов;
включить в работу манометры уровнемеры;
подать напряжение и опробовать работоспособность арматуры с электроприводом;
включить в работу вентиляционную систему;
принять реагент на установку реагентного хозяйства.
Все работы связанные с пуском остановкой ЦПС должны быть утверждены главным инженером и согласованы с ЦИТС.
При начальном пуске осуществляется вытеснение воздуха из технологической обвязки и аппаратов на факел.
Предполагается что перед пуском ЦПС все задвижки закрыты.
Последовательно открываются задвижки подачи жидкости в систему задвижки на газовых линиях аппаратов. Весь контур последовательно заполняется продукцией вытесняя воздух из аппаратов и трубопроводов на факел.
Емкости и участки трубопроводов которые временно не включаются в работу должны быть перекрыты задвижками установлены поворотные заглушки.
Сырье на прием подается равномерно без пульсаций при впуске продукта в порожний трубопровод или емкость задвижки следует открывать плавно – во избежание гидравлических ударов.
После пуска ЦПС в работу постепенно каждый аппарат выводится на заданный технологический режим.
По мере пуска производится регулировка уровней в аппаратах. Включаются в работу приборы КИПиА и производится их настройка одновременно с подачей нефти на технологическую установку подают реагент-деэмульгатор.
В период пусковых работ и вывода на режим УПН все самопишущие приборы должны регистрировать изменения параметров.
Учитывая что в период пусковых работ не исключается большой выброс углеводородов факел должен быть работающим (см. пункт 6.1.3 «Подготовка и пуск факельной установки»).
Процесс вывода ЦПС на заданный технологический режим должен осуществляться согласно утвержденной технологической карте и по письменному разрешению начальника ЦПС.
Команду на закрытие задвижек нефтяных скважин дает начальник ЦДС. По мере уменьшения подаваемой жидкости на ЦПС контролируются уровни в аппаратах.
Остановка УПН считается выполненной при перекрытии задвижек на трубопроводах входа нефти на установку.
1.3. Последовательность пуска ЦПС и вывода на режим
Продукция нефтяных скважин поступает по отдельным коллекторам диаметрами Ду 200 на входную гребенку узла подключения ЦПС через ручные задвижки 1н 2н 3н.
Далее открывают электроприводные задвижки Зд.70 Зд.71 электрифицированные шаровые краны КШ1 КШ2 ручные задвижки 7н 8н и нефтегазовая смесь по двум трубопроводам Ду300 поступает в устройства предварительного отбора газа УПОГ-1 УПОГ-2 где происходит отделение от нефтяной эмульсии до 80% газа что способствует созданию устойчивой расслоенной структуры потока жидкости повышает производительность сепараторов 1 ступени сепарации за счет снятия избыточных нагрузок по газу (задвижки 1г 3г на газовой линии УПОГ должны быть открыты).
Далее открываются задвижки 10н 11н 12н 23н (при закрытой задвижке 9н на перемычке между входными трубопроводами) и нефтяная эмульсия направляется в сепараторы I ступени сепарации с предварительным сбросом пластовой воды С-11 С-12 типа НГСВ.
В случае если при заполнении системы нефтью появляются течи во фланцевых резьбовых соединениях или сварных стыках то данный участок необходимо отключить устранить пропуск и после этого продолжить заполнение системы нефтью.
При заполнении аппаратов нефтью необходимо проверить работу указателей раздела фаз «газ-нефть» «нефть-вода».
В начале в ручном режиме регулирования устанавливается давление и уровень в аппаратах согласно технологической карте а затем переводится регулирование давления и уровня в автоматический режим.
При выводе аппаратов на рабочий режим по уровням и по давлению и отсутствию течи во фланцевых соединениях плавно открываются выходные задвижки по потокам: на линии нефти – задвижки 13н 14н 15н 24н 25н 26н при закрытых задвижках 16н и 27н; на линии газа - задвижки 2г 4г включаются в работу клапаны-регуляторы поддержания уровня раздела фаз «газ-нефть» Кр-1Кр-2.
По мере появления водных подушек в трехфазных сепараторах С-11 С-12 открываются выходные задвижки на линии воды 1в 2в 3в 5в 6в 7в (задвижки 4в 8в на байпасных линиях регуляторов должны быть закрыты) включаются в работу клапаны-регуляторы поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода» Кр-3Кр-4.
Для улучшения расслоения эмульсии в коллектор узла подключения осуществляется ввод деэмульгатора в количестве 30 50 гт нефти в зависимости от типа химического реагента.
Часть газа после УПОГ-1 УПОГ-2 и сепараторов С-11 С-12 по трубопроводу Ду150 через электрифицированную задвижку Зд.24 и ручные задвижки 7г 13г 14г 15г 16г направляется на собственные нужды: для продувки факельных коллекторов и на дежурные горелки факелов. Остальной газ сжигается на факеле высокого давления Ф-1. Давление в системе поддерживается регулирующим клапаном Кр-19 установленным на трубопроводе газа на факел.
С аппаратов С-11 С-12 при открытых задвижках 28н 85н при закрытой ручной задвижке 20н электроприводной задвижке Зд.61 нефтяная эмульсия (с остаточным содержанием воды 05 10 %) подается на вход подогревателей нефти П-1 и П-2 и далее на вход сепараторов второй ступени сепарации С-31 С-32 типа ТФСК-Г с коалисцирующими насадками для глубокого обезвоживания.
Подача нефти к подогревателям осуществляется в автоматическом режиме через задвижки с электроприводом Зд.3 Зд.28. После нагрева нефть с максимальной температурой 450С из подогревателей поступает в сепараторы С-31 и С-32 через открытые электроприводные задвижки Зд.50 Зд.51 Зд.59 и ручные задвижки 87н 93н. Задвижка Зд.61 в это время должна быть закрыта.
При заполнении сепараторов С-31 и С-32 в соответствии с технологическим режимом по уровням и по давлению и отсутствию течи во фланцевых соединениях плавно открывают выходные задвижки по выходу нефти 88н 90н 91н или 94н 96н (в зависимости от выбранной схемы работы сепараторов) включаются в работу клапаны-регуляторы поддержания уровня нефти в сепараторе по выходу нефти Кр-5 Кр-6 и через задвижки 105н 30н (при закрытой задвижке 86н) нефть поступает в трубопровод подачи обезвоженной нефти на КСУ в аппараты С-21 С-22.
Далее на линии газа плавно открывают задвижки 43г 44г (или 46г 47г) включаются в работу клапаны-регуляторы поддержания уровня раздела фаз «газ-нефть» Кр-9 Кр-10.
На линии выхода пластовой воды выделившейся в процессе подготовки нефти в аппарате С-31 плавно открывают задвижки 61в 63в (или 64в 66в для С-32) 60в 59в и вода поступает в трубопровод подачи пластовой воды на установку очистки пластовой воды.
Включенные в работу регулирующие клапаны Кр-7 Кр-8 на линии пластовой воды после сепараторов поддерживают межфазный уровень «нефть-вода» в аппаратах.
Запуск в работу и эксплуатация сепараторов трехфазных со сбросом воды с коалисцирующими насадками должны осуществляться в соответствии с требованиями «Руководства по эксплуатации сепараторов».
Запуск в работу и эксплуатация подогревателей нефти должны осуществляться в соответствии с требованиями «Руководства по эксплуатации подогревателя нефти с промежуточным теплоносителем ПНПТ-16 ХЛ».
При монтаже и эксплуатации необходимо также пользоваться инструкциями по монтажу и эксплуатации на комплектующие изделия.
Подогреватели нефти оснащены системой автоматики которая предназначена для дистанционного розжига горелки с предварительным тестированием системы автоматизации регулирования технологических параметров процесса нагрева нефти рабочей и аварийной сигнализации автоматической защиты подогревателя при отклонении от нормы контролируемых параметров.
Контроль количества нефти поступающей к каждому подогревателю осуществляется расходомерами установленными на трубопроводах подачи нефти к подогревателям.
Перед пуском в работу подогревателя необходимо:
Проверить исправность контрольно-измерительных приборов.
Проверить возможность открытия и закрытия трубопроводной арматуры и состояние сальниковых устройств. Запорная арматура на трубопроводах должна систематически смазываться и легко открываться. Запрещается применять для закрытия и открытия запорной арматуры крюки ломы трубы и т.д. Запорную арматуру следует медленно открывать и закрывать во избежание гидравлического удара.
Проверить состояние защитных труб электрических проводок и металлорукавов защитного заземления подогревателя.
В ёмкость блока нагрева через штуцер расширителя залить теплоноситель до заполнения на 23 указателя уровня (в пределах 1825 м3). Допускается применение антифриза марок 40 65 по ГОСТ 159-52 а в летнее время – пресной воды.
Открыть задвижки на входе и выходе нефти обеспечив постоянную циркуляцию нефти через змеевики подогревателя.
Настроить газорегуляторный пункт ГРПШ на поддержание давления топливного газа 003 МПа (03 кгссм2) согласно паспорта ГРПШ.
Открыть кран подачи газа на горелку.
Запрещается производить пуск подогревателя при отсутствии теплоносителя в ёмкости блока нагрева.
В процессе вывода подогревателя на рабочий режим скорость подъёма температуры теплоносителя (подогреваемой среды) рекомендуется не более 30 0С в час. Температура теплоносителя должна быть не более 110С. Плавное повышение температуры необходимо для уменьшения термических напряжений в элементах подогревателя.
После вывода подогревателя на рабочий режим температура подогретой среды поддерживается на заданном уровне автоматически комплектом управления регулирования и технологической защиты БРИЗ.
Работа подогревателя должна быть прекращена в следующих случаях:
- если давление и температура нефти в змеевике выше разрешённых несмотря на соблюдение всех правил эксплуатации;
- если температура теплоносителя в подогревателе выше допустимой;
- при неисправных контрольно-измерительных приборах;
- если в основных элементах подогревателя будут обнаружены неисправности и неполадки;
- в случае возникновения пожара непосредственно угрожающего подогревателю;
- при неисправности комплекта автоматического регулирования и защиты подогревателя;
- в других случаях если они влекут за собой угрозу безопасности обслуживающему персоналу и эксплуатации подогревателя.
Запрещается производить повторный пуск подогревателя без выяснения причин аварии.
Передача смен операторами во время аварии запрещена до выяснения причин аварии.
Пуск подогревателя осуществить в соответствии с Руководством по эксплуатации на комплект управления регулирования и технологической защиты на горелку газовую на газорегуляторный пункт ГРПШ и Руководством по эксплуатации подогревателя.
Остановку подогревателей нефти во всех случаях за исключением аварийного производить только по получении распоряжения администрации. Остановку производить согласно Руководству по эксплуатации на комплект управления регулирования и технологической защиты на горелку газовую на газорегуляторный пункт ГРПШ и Руководства по эксплуатации подогревателя.
При выполнении любого вида работ по техническому обслуживанию строго соблюдать меры безопасности согласно раздела «Указание мер безопасности» Руководства по эксплуатации подогревателя.
Обслуживание подогревателя проводится периодически не реже одного раза в смену при этом проверяется состояние оборудования приборов и устройств автоматики безопасности.
При обслуживании подогревателя особое внимание следует уделить:
- поддержанию рабочего давления в змеевиках;
- поддержанию давления в трубопроводе топливного газа;
- поддержанию температуры нагрева промежуточного теплоносителя нефти в заданных пределах;
- поддержанию заданного уровня теплоносителя в ёмкости подогревателя;
- нормальной работе горелочного устройства.
Работы по техническому обслуживанию приборов и устройств системы автоматики должны выполняться в соответствии с требованиями приведёнными в эксплуатационной документации предприятий поставщиков.
При выводе аппаратов С-21 С-22 на рабочий режим по уровням и по давлению и отсутствию течи во фланцевых соединениях плавно открываются выходные задвижки по потокам: на линии нефти – задвижки 32н 33н 34н 37н 38н 39н; на линии газа - задвижки 5г 6г включаются в работу клапаны-регуляторы поддержания уровня раздела фаз «газ-нефть» Кр-11Кр-12.
Далее плавно открываются задвижки 41н 44н при закрытой задвижке 42н и нефть поступает в буферную емкость БЕ-1. При выводе буферной емкости БЕ-1 на рабочий режим по уровню и по давлению и отсутствию течи во фланцевых соединениях плавно открываются выходные задвижки по потокам: на линии нефти – задвижка 45н; на линии газа – задвижка 30г.
Далее открываются задвижки 43н 48н электрифицированные задвижки Зд.12 Зд.14 или Зд.16 и ручные задвижки 52н 53н или 54н на приеме насосов внешней перекачки Н-11 Н-13 с помощью которых нефть подается в напорный нефтепровод «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение». Уровень нефти в буферной емкости БЕ-1 поддерживается регулирующим клапаном Кр-22 установленным на напорном нефтепроводе.
Газ выделившийся в концевых сепараторах С-21 С-22 в буферной емкости БЕ-1 сепараторах-дегазаторах СД-1 СД-2 сжигается на факеле низкого давления Ф-2.
Пластовая вода из трехфазных сепараторов первой и второй ступеней сепарации подается по трубопроводу Ду150 в сепаратор-дегазатор СД-1 (СД-2) при этом открываются задвижки 9в 10в. При полном заполнении буферной емкости открывают задвижки по выходу 11в 30в 31в включается в работу клапан-регулятор поддержания уровня воды в сепараторе Кр-27 и вода направляется в шурф насосов Н-31 Н-32 откуда по накоплению насосами откачивается в систему ППД.
Запуск в работу насосов производится согласно инструкции по эксплуатации насосов на закрытую задвижку на напорном трубопроводе. После того как электродвигатель наберет полную частоту вращения и напор развиваемый насосом достигнет величины в пределах рабочей характеристики задвижка на напорном трубопроводе открывается.
Насосы внешней перекачки ЦНСнА 105-441 с эл.дв. ВАО2-450LM2 и ЦНСнА 60-330 с эл.дв. ВАО2-280S2 располагаются в насосных блоках полной заводской готовности (НПС1.00.000).
Запуск насосной должен осуществляться согласно «Инструкции по эксплуатации обслуживанию и ремонту насосов типа ЦНС системы подготовки и перекачки нефти».
Инструкция предназначена для руководства при эксплуатации обслуживании и ремонте насосов типа ЦНС и является руководящим документом для обслуживающего персонала а также персонала сервисных и подрядных организаций выполняющих работы по техническому сервису данных насосов.
На приемном трубопроводе каждого насоса внутри блока устанавливается приемная задвижка с ручным управлением на напорном трубопроводе - обратный клапан и выкидная электрифицированная задвижка. Электродвигатель используется во взрывозащищенном исполнении.
Перекачиваемая среда может содержать массовую долю механических примесей не более 02% размером твердых частиц не более 02 мм. Максимально допустимое давление на входе в насосы – не более 05 МПа (5 кгссм2).
Насосы типа ЦНС – центробежные секционные горизонтальные однокорпусные с односторонним расположением рабочих колес с гидравлической пятой подшипниками качения и торцевыми уплотнениями.
К корпусу относятся входная и выходная крышки отлитые заодно с входным и напорным патрубками.
Детали корпуса – крышки входная и напорная с лапами расположенными в полости параллельной горизонтальной оси насоса. В стыках корпуса предусмотрены резиновые уплотнительные кольца а в секциях насоса на напряженной посадке установлены направляющие аппарата закрепленные от проворачивания штифтами.
Герметичность стыков секций обеспечивается металлическим контактом уплотняющих поясков и дополнительно резиновыми уплотнительными кольцами.
Детали ротора – рабочие колеса посаженные на вал на скользящей посадке защитные втулки разгрузочный диск и концевые уплотнения.
Во время работы насоса вследствие давления жидкости на неравные по площади боковые поверхности рабочих колес возникает осевое усилие которое стремится сместить ротор насоса в сторону всасывания. Для уравновешивания осевого усилия в насосе применяется разгрузочное устройство.
Опоры ротора – подшипники качения. Для контроля температуры подшипников предусмотрены отверстия для установки датчика температуры.
Для установки ротора в корпусе насоса на фланцах его концевых уплотнений предусмотрены три регулировочных винта.
Перед пуском агрегата в работу необходимо:
Включить общеобменную вентиляцию.
Произвести внешний осмотр насосного агрегата его узлов на наличие повреждений проверить герметичность стыков секций фланцевых и резьбовых соединений запорной и регулирующей арматуры проверить исправность приборов КИПиА проверить наличие и исправность ограждений предохранительных устройств наличие заземления агрегата.
Проверить свободное вращение вала и свободный ход ротора.
Проверить состояние связи электродвигателя с сетью и направление вращения.
Проверить исправность приемной выкидной задвижек и приборов автоматики.
Порядок пуска насосного агрегата в нормальном режиме эксплуатации:
Пуск агрегата может производиться как из машинного зала с поста местного управления так и дистанционно – с приборного щита.
Открыть задвижку на приемном трубопроводе. Выкидная задвижка должна быть закрыта.
По показаниям манометров на приемном и напорном трубопроводах а также открытием пробно-пускового крана убедиться что насос заполнен перекачиваемой жидкостью.
Производить пуск агрегата при закрытой задвижке на напорном трубопроводе. Проверить направление вращения электродвигателя и насоса по меткам (знакам). После того как электродвигатель набрал полную частоту вращения и развил требуемое по характеристике насоса давление постепенно открывать регулировочную задвижку на напорном трубопроводе. Работа насоса при закрытой выкидной задвижке более 5 минут не допускается.
Напор насоса устанавливается в пределах рабочей характеристики по показаниям манометра при помощи регулятора расхода.
После пуска агрегата следует убедиться в его нормальной работе проверить показания контрольно-измерительных приборов и записать их в журнал «Учета работы насосного агрегата».
Контроль во время работы:
Следить за показаниями и исправностью КИПиА – манометров на входе и выходе амперметра – в норме ли нагрузка двигателя температуры подшипников которая не должна превышать 80 ºС. Запрещается принудительное охлаждение подшипников или вала холодной водой льдом и т.д. Проверить работает ли разгрузочное устройство работу сальников или торцовых уплотнений насоса.
Проверить вибрацию на корпусе подшипников. Значение параметра не должно превышать 112 ммс.
Следить за правильной работой уплотнений. При нагревании торцевого уплотнения следует увеличить протекание жидкости.
Периодически при снятии характеристик работы насосного агрегата необходимо проверить: герметичность всех соединений исправность контрольно-измерительных приборов.
Проверить показания манометров до и после фильтра. При разнице значений манометров больше установленных значений в технологическом режиме необходимо произвести чистку фильтра.
Следить за чистотой в насосной.
Соблюдать технологический режим оборудования. Через каждые 2 (4) часа заносить в журнал «Учета работы насосного агрегата» контролируемые параметры.
Порядок остановки насосного агрегата в нормальном режиме эксплуатации:
Остановка агрегата может производиться кнопкой остановки как с поста местного управления так и дистанционного а также системой автоматики в случаях предусмотренных системой защиты.
При плановой остановке агрегата перед выключением электродвигателя закрыть выкидную задвижку.
После остановки агрегата убедиться в закрытии обратного клапана и задвижки на напорном трубопроводе и закрыть приемную задвижку.
Порядок аварийной остановки насоса:
Резкие колебания стрелок приборов шум вибрация характеризуют не нормальную работу насоса. В этом случае необходимо остановить насос и устранить неисправность.
Агрегат следует останавливать в аварийном порядке в следующих случаях: вибрация опор насосного агрегата более 112 ммсек; посторонние шумы треск; появление дыма из подшипников и дыма искр или запаха перегретой изоляции электродвигателя; при нарушении герметичности насоса фланцевых соединений порывов трубопроводов; и др. признаки ненормальной работы.
При аварийной остановке агрегата закрыть задвижки на напорном и приемном трубопроводах и выяснить причину. Действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.
Порядок остановки насоса согласно разделу «Порядок остановки насосного агрегата в нормальном режиме эксплуатации».
Техническое обслуживание и ремонт насоса проводить строго в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации обслуживанию и ремонту насосов типа ЦНС».
При работе насосов Н-12 Н-13 с давлением процесса выше 40 МПа оперативный замер количества перекачиваемой нефти в трубопровод внешнего транспорта производится накладным счетчиком без подключения ОУУН – задвижки 55н 57н должны быть закрыты задвижки 56н и 56.2н должны быть открыты.
При открытии задвижке 55н (задвижка 56н должна быть закрыта) нефть от насоса Н-11 внешней перекачки с давлением не превышающим 40 МПа поступает на вход ОУУН для производства замера количества и определения качественных показателей транспортируемой нефти. Щелевое пробоотборное устройство для отбора проб нефти в соответствии с ГОСТ 2517 установлено на входном коллекторе БИЛ. Оборудование ОУУН принято на давление 40 МПа.
Технологические блоки БИЛ и БИК узла учета нефти располагаются в отапливаемом блок-боксе полной заводской готовности.
Запуск в работу и эксплуатация оборудования ОУУН должны осуществляться согласно «Инструкции по эксплуатации обслуживанию и ремонту системы измерения количества и показателей качества нефти».
Инструкция предназначена для руководства при эксплуатации обслуживании и ремонте ОУУН и является руководящим документом для обслуживающего персонала а также персонала сервисных и подрядных организаций выполняющих работы по техническому сервису данного узла.
Проведение операций поверки и контроля метрологических характеристик расходомеров измерение и вычисление объемов нефти должно производиться в соответствии с разработанной для данного оперативного узла методикой выполнения измерений (МВИ).
После насосной внешней перекачки и оперативного замера нефть через задвижку 57н поступает в напорный нефтепровод «Усть-Тегусское месторождение – Кальчинское месторождение».
Заполнение резервуаров Р-1 (Р-3) проводится при открытии задвижки 46н на трубопроводе подачи нефти с КСУ при закрытой задвижке 48н. При открытых корневых задвижках 119н или 139н автоматически открываются задвижки на входе резервуаров Зд.6а Зд.6в. Заполнение резервуаров отслеживается по показаниям уровнемеров с сигнализацией максимальных уровней взлива.
Операции откачки нефти из резервуаров выполняются с применением насосов внутренней перекачки. Для этого плавно открываются корневые задвижки 122н или 123н (142н или 143н) на выходных патрубках резервуаров дистанционно открываются электроприводные задвижки резервуаров Зд.4а (Зд.4в) задвижки Зд.8 Зд.54 и Зд.10 Зд.Зд.55 на входных патрубках насосов внутренней перекачки Н-21 Н-22 производится пуск насосов на закрытые задвижки Зд.9 Зд.11 на напорных линиях насосов и после открытия задвижек 9.1н 11.2н нефть подается в трубопровод на вход в сепараторы С-11 С-12 или в трехфазные сепараторы С-31 С-32 с предварительным подогревом в подогревателях П-1 П-2.
Насосы внутренней перекачки Н-212 типа ЦНСнА 105-98 с эл.дв. 2ВР-250S2 располагаются в насосных блоках полной заводской готовности (НПС2.00.000). На приеме каждого насоса установлен сетчатый фильтр.
Этими же насосами предусмотрена откачка пластовой воды отделившейся при технологическом и динамическом отстое из резервуаров Р-1 (Р-3) на вход блока очистки пластовой воды через открытые задвижки 71в 21в 9в на трубопроводе откачки воды В37. При этом ручные задвижки 81н на трубопроводе подачи нефти в резервуары и 82н на трубопроводе некондиционной нефти на сепараторы первой ступени должны быть закрыты.
Заполнение отстойников ОВ-1 ОВ-2 производится через ручные задвижки 20в (при закрытой задвижке 9в) 38в (32в для ОВ-2) в соответствии с технологическим режимом по уровням и по давлению и при отсутствии течи во фланцевых соединениях плавно открывают задвижки по выходу пластовой воды 39в из отстойника ОВ-1 или 33в на выходе из ОВ-2 и вода подается на вторую ступень очистки в аппараты глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 через открытые задвижки 51в или 44в на входе в аппараты глубокой очистки.
При выводе АГОВ-1 АГОВ-2 на технологический режим по уровням и по давлению и при отсутствии течи во фланцевых соединениях плавно открывают задвижки по выходу пластовой воды 47в или 54в на выходе из АГОВ-12 включаются в работу регулирующие клапаны Кр-18 Кр-14 Кр-24 и вода подается на дегазацию в сепараторы-дегазаторы СД-1 СД-2. При заполнении СД-1 СД-2 открывают задвижки по выходу 11в 30в 31в включается в работу клапан-регулятор поддержания уровня воды в сепараторе Кр-27 и вода направляется в шурф насосов Н-31 Н-32 откуда по накоплению насосами откачивается в систему ППД.
При выводе на режим отстойников и аппаратов глубокой очистки воды на линиях выхода уловленной нефти из аппаратов включаются регулирующие клапаны Кр-14 Кр-17 позволяющие в автоматическом режиме осуществлять сброс уловленной нефти при превышении заданного уровня в емкостях.
С целью предотвращения коррозии оборудования и трубопроводов солеотложений осуществляется ввод реагентов - ингибиторов коррозии и солеотложений.
Ввод ингибиторов коррозии производится в трубопровод пластовой воды до установки подготовки воды и в напорный трубопровод после оперативного узла учета товарной нефти ингибитор солеотложений вводится в подающий трубопровод нефти к подогревателям нефти с помощью дозировочных насосов расположенных в блоках по дозированию ингибиторов. В процессе эксплуатации уточняется марка и доза подаваемых ингибиторов.
Автоматизация блоков дозирования ингибиторов предусмотрена в объеме поставки. Запуск и эксплуатацию блоков дозирования проводить согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.
Подготовка и пуск факельной установки
Различают следующие этапы подготовки и пуска факельной установки в работу:
Продувка трубопроводов дежурных горелок;
Опробование розжига дежурных горелок;
Отключение опробованных дежурных горелок;
Продувка трубопровода сбрасываемого газа и ствола факела;
Розжиг «малого пламени»;
Розжиг «большого пламени».
При аварийной ситуации на объекте сбрасываемый газ подается в ствол факела проходит оголовок и поджигается «малым пламенем» и пламенем дежурных горелок.
Розжиг «малого пламени»
В факельной установке используется электроискровой способ розжига дежурных горелок. Дежурная горелка с электроискровым розжигом базируется на стандартной дежурной горелке компании NAO. Устройством которое обеспечивает постоянный контроль над дежурной горелкой с электроискровым зажиганием и термопарой является автоматический блок управлением зажигания выполненный в виде шкафа для настенного исполнения размером 400*500*210.
Возможности системы контроля розжига факела:
- ручной и автоматический режимы работы;
- выдача сигнала аварии о погасании пламени горелки;
- многократный повторный розжиг в автоматическом режиме.
При всех режимах работы панель розжига выполняет управление в соответствии выбранному режиму работы- «MAN» или « AUTO».
Ручной режим работы:
Переключатель на панели шкафа установить в позицию «MAN» - выбран ручной режим работы.
Нажать кнопку «SPARK» (ИСКРА).
После этого включится генератор розжига и на высоковольтной свече появится искра на время не более в 2 с ( для защиты генератора розжига). Факельный оголовок уже должен быть заполнен газом и тогда произойдет розжиг факела. Повторить розжиг несколько раз с паузой 5-10 сек. в случае отсутствия пламени горелки. После розжига факела визуально наблюдая за факельным стволом с безопасного расстояния следует проконтролировать что на панели розжига погасла лампа индексации «PILOT OFF» а «PILOT ON» горит. При отсутствии пламени на факельной горелке лампа «PILOT OFF» горит а лампа «PILOT ON» гаснет.
Ручной режим не обеспечит автоматический повторный розжиг горелки поэтому он используется как первый розжиг или для испытания работы системы розжига факела.
Автоматический режим работы
Переключатель на панели шкафа установить в позицию «AUTO» - выбран автоматический режим работы.
В режиме «AUTO» есть два этапа работы:
- автоматический первый розжиг при отсутствии ручного режима (режим «MAN»);
-автоматический повторный розжиг в случае погасания пламени одной из горелок в режиме «AUTO» после розжига всех горелок в ручном или автоматическом режиме первого розжига.
От пламени дежурных горелок производится поджиг продувочного газа ствола факела «малое пламя».
Розжиг «большого пламени»
Розжиг «большого пламени» производится при работе установки на «малом пламени» путем подачи сбрасываемого газа по трубопроводу в ствол факела.
1.4. Нормальная остановка ЦПС
Нормальная остановка ЦПС (плановая остановка на период проведения профилактических и ремонтных работ) производится в следующем порядке:
Остановить насосы внешней перекачки.
Прекратить подачу газожидкостной смеси со скважин на ЦПС.
Прекратить подачу реагента в сырье.
Закрыть задвижки Зд.70 и Зд.71 на узле подключения ЦПС
Закрыть краны шаровые Кш1 Кш2 на входе ЦПС.
Остановить подогреватели нефти.
Стравить давление из аппаратов ЦПС на факел. Остаточное давление стравить в атмосферу через воздушники.
Остатки нефти из аппаратов и трубопроводов сдренировать в дренажные емкости.
Закрыть задвижки «газ на факел».
Остановку факельной системы провести в плановом порядке в соответствии с указаниями п.7.4.4:
- закрыть задвижки подачи основного сбросного газа;
- закрыть задвижку подачи топливного газа;
- закрыть запорные вентили подачи продувочного газа на факельный ствол;
- отключить средства контроля и автоматизации;
При проведении ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками от технологических установок: трубопроводы сбрасываемого и топливного газа заглушить и продуть азотом (при необходимости пропарить) до полного удаления горючих веществ с последующей продувкой воздухом до объемного содержания кислорода не менее 18% и содержания вредных веществ не более ПДК (ПБ 03-591-03 п.11.4).
1.5. Особенности пуска остановки ЦПС в зимних условиях
В связи с тем что при низких температурах снижается прочность различных марок стали эксплуатация аппаратов и трубопроводов в зимнее время требует повышенного внимания.
До пуска в работу переохлажденного аппарата или трубопровода необходимо:
- произвести осмотр с целью выявления видимых нарушений его целостности и исправности приборов контроля и автоматизации;
- проверить работоспособность обогревающих устройств и дренажей включить их в работу;
- произвести прогрев всех деталей сосудов с трубопроводами в том числе и дренажных устройств.
Подъем температуры и давления осуществляется плавно без резких колебаний.
Скорость подъема температуры должна выдерживаться не более 30°С в час (если нет других указаний в технической документации сосуда трубопровода).
Подъем давления в аппаратах и трубопроводах осуществляется постепенно по 025Рраб. в час с пятнадцатиминутными выдержками на ступенях 025Рраб 05Рраб 075Рраб. Дальнейший ввод в режим аппаратов и трубопроводов производится в соответствии с требованиями регламента (см. раздел 6.1).
1.5.1. Правила эксплуатации ЦПС в зимнее время
В зимнее время организуется систематическое измерение температуры наружного воздуха технологических помещений и электропомещений. Оперативный персонал усиливает надзор и учащает обходы оборудования установленного снаружи или на участках с пониженным уровнем температуры.
В зимнее время во время перебоев в электроснабжении возможно замораживание тупиковых зон конденсатопроводов и газопроводов дренажей от емкостного оборудования и торцовых уплотнений насосов. В течение смены и особенно при ее приеме необходимо тщательно проверить состояние всего оборудования с целью своевременного обнаружения замороженных участков.
При температурах ниже минус 30ºС прекращаются все работы связанные с мойкой и разливом воды.
При обнаружении замороженных участков необходимо сообщить об этом старшему по смене и принять все меры к немедленному отогреву этих участков. Отогрев производят с помощью передвижных промысловых паровых установок типа ППУ. До начала работы по отогреву замороженный участок трубопровода отсечь запорной арматурой закрыть все дренажи и воздушники. Отогрев начинать с самого нижнего участка трубопровода периодически открывая дренажи и сливая накопившуюся воду.
Технологический персонал должен своевременно очищать от снега проезды пешеходные дорожки пожарные подъезды люки канализационных колодцев счищать снежный покров и сбивать сосульки с аппаратов и зданий.
1.5.2. Остановка аппаратов и трубопроводов в зимнее время
При остановке аппаратов и трубопроводов в зимнее время необходимо соблюдать особые меры предосторожности. Условия снижения температуры и давления в аппаратах и трубопроводах такие же как и в условиях приведенных в разделе 6.1.5 но в обратной последовательности.
При остановке аппаратов необходимо соблюдать следующие условия:
- отключаемый аппарат в системе технологических трубопроводов не должен образовывать тупиковых участков способствующих переохлаждению металла;
- аппараты трубопроводы и системы должны быть освобождены от давления взрывоопасные продукты должны быть удалены.
При аварийных остановках предусматриваются мероприятия по предупреждению дальнейшего развития аварии:
- выполнение работ связанных с предупреждением замерзания жидкостей в аппаратах трубопроводах и системах;
- выполнение работ связанных с освобождением систем аппаратов трубопроводов от давления взрывопожароопасных продуктов.
В зимний период времени при длительном отсутствии подачи нефти на вход ЦПС и уменьшении температуры нефтяной эмульсии для исключения замораживания входных трубопроводов предусмотрен дренаж нефтяной эмульсии в подземную дренажную емкость ЕП–1. В случае подачи предупредительного сигнала с температурного датчика подготовить операцию циркуляции нефтяной эмульсии через дренажный трубопровод из трехфазных сепараторов С-11 С-12 на вход дренажной емкости ЕП–1. Задвижки 13н 24н 1в 5в в данном случае необходимо закрыть а задвижки 1д 3д 11н 7н 8н 12н 23н 31д 32д краны КШ1 КШ2- открыть.
Циркуляция осуществляется насосами откачки подземной дренажной емкости ЕП–1 при подаче аварийного сигнала через открытые электроприводные задвижки ЗД34 ЗД49.
При переполнении ЕП–1 по сигналу датчика максимального аварийного уровня емкости включается аварийный насос.
БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА
Процессы сепарации подготовки и транспорта нефти и газа по трубопроводам являются взрывопожароопасными. Разгерметизация оборудования и трубопроводов ведет к выбросу легковоспламеняющихся жидкостей и воспламеняющихся газов в производственные помещения и на территорию ЦПС с возможностью последующего воспламенения или взрыва от источника воспламенения.
1. Причины возникновения аварий
Причинами возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:
отказы (неполадки технологического оборудования) повреждения технологических трубопроводов и арматуры;
ошибочные действия персонала;
внешние воздействия природного и техногенного характера.
К основным причинам связанным с отказом оборудования относятся:
прекращение подачи энергоресурсов (электроэнергии газа и т.п.);
коррозия и эрозия оборудования и трубопроводов;
физический износ механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов;
причины связанные с типовыми процессами.
Прекращение подачи электроэнергии может привести к нарушению нормального режима работы ЦПС выходу параметров за критические значения и созданию аварийной ситуации.
Отказы систем автоматики могут привести к выходу рабочих параметров оборудования за допустимые пределы что может привести к разгерметизации или полному разрушению оборудования. Выбросы опасных веществ при таких авариях также могут вызвать взрывы и пожары на оборудовании.
Одной из причин разгерметизации аппаратов емкостей и трубопроводов является коррозия (наружная и внутренняя). Коррозия чаще встречается вблизи или на уровне земли. Корродировать могут не только аппараты и трубопроводы болты скрепляющие структуру фундамента также подвержены коррозии.
Коррозионное повреждение может не проявляться до тех пор пока структура не будет подвергнута необычной дополнительной нагрузке (ветровой сейсмической).
Внутренняя коррозия технологического оборудования обуславливается коррозионными свойствами пластовой воды углекислого газа присутствующих как в пластовой смеси так и в нефтяном газе.
Коррозионное разрушение оборудования и трубопроводов обычно проявляется в виде коррозионных свищей и редко приводит к полному разрушению аппарата или трубопровода. Однако несмотря на локальный характер коррозионных разрушений при несвоевременной локализации выбросы опасных веществ могут привести к возгоранию газа или нефти выделяющихся через коррозионное отверстие и вызывать дальнейшую эскалацию (расширение увеличение объемов) аварии.
Физический износ механические повреждения или температурная деформация оборудования и трубопроводов может привести как к частичному так и полному разрушению конструкций и возникновению аварийной ситуации любого масштаба.
Типовыми процессами протекающими в электроустановках являются:
- электромагнитные взаимодействия полей и токопроводящих материалов которые могут привести к деформациям и перегоранию элементов электроустановки к отказу или возникновению помех в работе контрольно-измерительных и информационных устройств;
- пусковые процессы при включении мощных электродвигателей трансформаторов сварочных аппаратов и т.п. которые могут привести к значительному проседанию напряжения в сети и как следствие к останову прочих электродвигателей газоразрядных ламп информационных устройств;
- коммутационные перенапряжения которые могут привести к перегоранию чувствительного оборудования особенно на базе микропроцессорных устройств.
Все типовые процессы протекающие на установке можно разделить на гидродинамические массообменные и теплообменные процессы.
Гидродинамические процессы связаны со следующим типом оборудования:
насосное оборудование;
емкостное оборудование;
трубопроводные системы (трубы и арматура).
Оборудование ЦПС для которого существенным фактором возникновения отказов по сравнению с другим оборудованием является физический износ – это насосы.
Насосы по-видимому наиболее уязвимые части систем под давлением поскольку в них есть движущиеся части которые могут вращаться с частотой до 3000 обмин. Насосы подвержены эрозии а вибрация возникающая в них может при вращении приводить к усталостным разрушениям.
Аварийное отключение насосов может привести к нарушению гидравлического теплового и массообменного режима и разрушению оборудования. Отдельные элементы конструкции насосов обладают низким уровнем надежности (особенно торцовые уплотнения) что является источником утечек горючих жидкостей и может привести к локальным взрывам и пожарам которые при их развитии могут быть источниками цепного вовлечения в аварию оборудования с большими объёмами опасных веществ. Кроме этого при эксплуатации насосных агрегатов опасность представляет высокое напряжение.
Емкостное оборудование является источником повышенной опасности из-за значительных объемов сжатых паров газов и жидкостей содержащих горючие газы.
Трубопроводные системы являются источником повышенной опасности из-за большого количества сварных и фланцевых соединений запорной и регулирующей арматуры жестких условий и значительных объемов горючих веществ перемещаемых по ним. Причинами разгерметизации трубопроводных систем могут быть:
остаточное напряжение в материале труб в сочетании с напряжением возникающем при монтаже и ремонте что может вызвать поломку элементов запорных устройств прокладок образование трещин разрыв трубопровода;
разрушения под воздействием температурных деформаций;
гидравлические удары;
превышения давления и т.п.
Такие структурные элементы как фундаменты и опоры для надземных емкостей аппаратов и трубопроводов могут разрушаться по различным причинам что также может привести к разрушению технологического оборудования.
Массообменные процессы разделения сложных смесей углеводородов (пластовой нефти воды попутного нефтяного газа конденсата) проводятся в крупногабаритном оборудовании работающем при давлении 03 08 МПа.
По характеру протекания массообменных процессов участвующие в них вещества не представляют опасности как источники внутренних взрывных явлений так как для возникновения взрыва необходимо выполнение трех условий:
- наличие горючего вещества способного образовать взрывоопасную смесь с окислителем.
- наличие окислителя в количестве необходимом для образования взрывоопасной смеси.
- наличие источника зажигания.
Для условий работы проектируемого оборудования окислителем является кислород атмосферного воздуха но т.к. оборудование герметизировано и работает под давлением выше атмосферного подсос воздуха внутрь аппаратов в рабочем режиме исключается.
Источники зажигания внутри аппаратов в рабочем режиме отсутствуют.
Но под влиянием внешних воздействий (механических повреждений взрывов и пожаров на соседнем оборудовании) может произойти разгерметизация оборудования и высвобождение больших количеств опасных веществ с образованием облаков взрывоопасных газовоздушных смесей (ГВС) и разливом горючей жидкости – нефти. Возможен взрыв облака ГВС пожар пролива горючей жидкости.
Теплообменные процессы на ЦПС в перспективе будут осуществляться на установках подготовки нефти типа УПН-3000.
По характеру протекания процессов опасность внутренних взрывов в оборудовании работающем под давлением маловероятна.
Установки подготовки нефти типа УПН-3000 в пространстве жаровых труб которых возможно создание взрывоопасной среды являются источником возможных аварийных ситуаций связанных со взрывом и пожаром.
Ко второй группе причин возникновения аварийной ситуации на объекте относятся ошибки персонала. Ведение технологического процесса требует от обслуживающего персонала высокой квалификации и повышенного внимания.
Особую опасность представляют ошибки при пуске и остановке оборудования ведении ремонтных профилактических и других работ связанных с неустойчивыми переходными режимами с освобождением и заполнением оборудования опасными веществами. В случае неправильных действий обслуживающего персонала существует возможность разгерметизации системы и возникновения крупномасштабной аварии.
Серьезные аварии иногда со смертельным исходом бывают вызваны ошибками в ходе эксплуатации. Из мировой статистики известно что 25 % всех серьезных неполадок при эксплуатации опасных производственных объектов возникают при их ремонте.
В целях предотвращения несчастных случаев снижения травматизма устранения опасности для жизни вреда для здоровья людей опасности возникновения пожаров или аварий места где необходимо обеспечение безопасности обозначаются предупредительными знаками и сигнальной разметкой в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026-2001.
К внешним воздействиям природного и техногенного характера относятся:
прямые удары молнии при которых возможно разрушение или разгерметизация оборудования приводящие к пожару взрыву;
грозовые и коммутационные перенапряжения приводящие к разрушению электрооборудования систем технологического контроля сигнализации и управления что может повлечь аварийные ситуации;
разряды статического электричества являющиеся возможными источниками зажигания и образующиеся в емкостном оборудовании и трубопроводах при перекачке нефти;
смерч ураган лесные пожары;
тепловое проявление электрической энергии в электрооборудовании;
неисправности в электрической сети что может привести к возгоранию электрооборудования или электропроводки и как следствие к пожару или взрыву технологического оборудования;
искры удара и трения высоко нагретая поверхность обрабатываемого материала при техническом обслуживании и ремонте технологического оборудования;
снежные заносы и понижение температуры воздуха;
подвижка посадка пучение грунта;
опасности связанные с опасными промышленными производствами расположенными в районе объекта;
опасности связанные с перевозкой опасных грузов в районе расположения объекта;
аварии воздушных судов;
специально спланированная диверсия или иные преднамеренные действия.
При прямых ударах молнии возможно разрушение или разгерметизация оборудования взрывы которые могут привести к разрушению оборудования пожару и дальнейшей эскалации аварии.
Оценивая степень опасности сооружений ЦПС с точки зрения масштабности аварий можно сделать вывод что наиболее опасным является резервуарный парк. Повышенная опасность резервуаров связана с наличием больших объемов опасного вещества – нефти которая способна образовывать горючую смесь в газовом пространстве резервуаров что является условием возникновения пожаров и даже взрывов.
Пожары в резервуарах с горючей жидкостью как правило являются масштабными сложными ликвидируются с большим трудом и наносят значительный ущерб.
Резервуары при возникновении аварии (пожара взрыва горения утечек и разливов горючей жидкости) являются опасными с точки зрения появления неконтролируемых ситуаций с возникновением вторичных взрывов пожаров (каскадное развитие аварий).
Статистика аварий с пожарами на резервуарах свидетельствует что 90 % пожаров и загораний случается на резервуарах с нефтью.
Возможными природными источниками зажигания на работающих резервуарах являются: проявление атмосферного электричества разряды статического электричества.
К возгоранию или взрыву технологического оборудования могут привести неисправности в электрической сети. В связи с этим необходимо применять электрооборудование аппараты и кабели с изоляцией соответствующей питающему напряжению и в оболочках соответствующих условиям окружающей среды. Во взрывоопасных зонах должна быть обеспечена герметизация кабельного ввода во вводные устройства электрооборудования и аппаратов. Для всех питающих линий должны быть предусмотрены аппараты защиты обеспечивающие отключение технологических электроприемников при перегрузке при максимальном коротком замыкании (КЗ) в начале линии при минимальном КЗ в конце линии и в случаях предусмотренных нормами от утечек тока при старении или нарушении изоляции. Сечение жил кабелей должно соответствовать допустимым токовым нагрузкам с учетом повышающего коэффициента для взрывоопасных зон и отключающей способности аппаратов защиты.
Для обеспечения оптимальных санитарно-гигиенических условий труда должен поддерживаться нормируемый уровень освещенности в соответствии с разрядом и подразрядом производимых работ в том числе для наружно установленных технологических аппаратов и запорной арматуры приборов контроля вне зданий.
2. Основные требования безопасного ведения технологического процесса
Все оборудование и трубопроводы должны быть герметичны. Нарушение герметичности может привести к большим пропускам газа нефти. Это создает опасность возникновения пожара взрыва отравления и ожогов обслуживающего персонала ЦПС. Если пропуск продукта может вызвать аварию или пожар необходимо выключить неисправный аппарат и сообщить об этом руководству действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий.
В процессе эксплуатации следует осуществлять систематический контроль за осадкой фундаментов емкостей насосов трубопроводов факелов.
Профилактический осмотр оборудования должен производиться по графику утвержденному главным инженером предприятия.
Эксплуатацию сепарационного оборудования следует осуществлять по «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением» (ПБ 03-576-03).
Все предохранительные клапаны на аппаратах должны быть проверены и опломбированы.
При выполнении на аппаратах операций по демонтажу предохранительного клапана с блока предохранительных клапанов для сброса остаточного давления из полости корпуса переключающего устройства предохранительных клапанов предусмотрена линия сброса в коллектор факела низкого давления. Остаточный газ предварительно сбрасывается через открытый шаровой кран установленный на линии сброса остаточного давления из полости корпуса переключающего устройства демонтируемого клапана после чего осуществляется демонтаж одного из клапанов. Шаровой кран установленный на линии сброса остаточного давления в полости корпуса переключающего устройства не демонтируемого клапана должен быть закрыт.
Категорически запрещается превышать в аппаратах давление температуру предусмотренные технологическим регламентом картой так как кратковременное повышение давления а также резкое изменение уровня могут привести к нарушению герметичности аппаратов и созданию взрывоопасных концентраций.
В операторной ЦПС должно быть организовано постоянное наблюдение за системой сигнализации и блокировок. Сигнализация об отклонении параметров работы технологического оборудования от номинальных значений позволяет своевременно предупредить персонал о возможности возникновения аварийных ситуаций.
Обслуживающий персонал должен постоянно контролировать технологические параметры в емкостях по приборам а также производить каждые 2 часа обход и осмотр установки.
Необходимо постоянно контролировать дозировку химических реагентов.
Следует систематически следить за состоянием факелов и факельных газопроводов для чего не реже одного раза в 10 суток нужно продувать факельную систему газом из газопровода.
Внутренний осмотр и зачистку емкостей необходимо производить согласно утвержденного графика.
К работе внутри аппаратов допускаются только мужчины не моложе 18 лет. Работы производятся в соответствии с требованиями инструкции при проведении работ внутри аппаратов.
Территория ЦПС и сооружений должна быть освещена по нормам техники безопасности пожарной безопасности и санитарным нормам проектирования промышленных предприятий. Для освещения рабочего места в ночное время можно пользоваться только светильниками во взрывозащищенном исполнении.
Крышки колодцев задвижек должны быть закрыты и засыпаны слоем песка не менее 15 см колодцы должны быть сухими и доступны для безопасной эксплуатации в любое время суток.
Вентиляторы и вытяжные устройства должны находиться в исправности кнопки включения вентиляторов должны быть расположены у входов.
Должна быть обеспечена надежная система связи аварийной сигнализации и пожарной сигнализации.
Подъезды к объектам ЦПС должны быть обеспечены в любое время года.
Все электрооборудование в пределах взрывоопасной зоны должно быть взрывозащищенным в соответствии с категорией и группой взрывоопасной смеси.
Все металлические нетоковедущие части электрооборудования нормально не находящиеся под напряжением должны быть заземлены.
Все промышленные сооружения – операторная насосные блоки внутриплощадочное оборудование и т.д. – в целях защиты от прямых ударов вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества заземлены.
Во взрывоопасных помещениях и снаружи перед входными дверями должно быть предусмотрено устройство световой и звуковой сигнализации о загазованности воздушной среды. При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами.
Дренажные емкости должны своевременно опорожняться от жидкости. При откачке взрывоопасной жидкости для заземления автоцистерн используется устройство заземления УЗА-2МК (1ЕхеibIIСТ6) со встроенным источником питания и контролем заземления.
ЦПС должен быть оснащен средствами пожаротушения по перечню согласованному с местными органами пожарного надзора укомплектован средствами индивидуальной защиты спецодеждой и предохранительными приспособлениями.
Противопожарный инвентарь следует хранить в специально отведенных местах. При приеме смены необходимо проверить наличие и исправность противопожарного инвентаря наличие запаса воды все замеченные недостатки отметить в вахтовом журнале и сообщить начальнику смены.
На все основные трубопроводы должна быть нанесена отличительная окраска и направление потока рабочей среды по ГОСТ Р 12.4.026-2001.
Запрещается использовать в работе неомеднённый инструмент.
К обслуживанию допускаются лица ознакомленные с конструкцией принципом действия и порядком работы ЦПС.
К работе по монтажу проверке настройке и обслуживанию первичных измерительных приборов должны допускаться лица имеющие допуск не ниже 3 квалификационной группы по технике безопасности согласно "Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок".
В операторной должен быть вахтенный журнал куда записываются все неисправности замеченные оператором а также основные параметры работы ЦПС. Также должен быть журнал ежемесячного осмотра оборудования.
При приеме дежурства необходимо ознакомиться с записями в вахтенном журнале осмотреть и убедиться в исправности технологического оборудования.
Не допускается открытие примерзших задвижек крючками ломами во время работы оборудования сначала необходимо отогреть их паром или горячей водой.
Не допускается включение в работу аппаратов и трубопроводов с замершими дренажными вентилями и линиями.
В случае образования ледяной пробки в трубопроводах находящихся под давлением необходимо отключить замороженный участок от общей системы разогреть снаружи паром или горячей водой.
На территории ЦПС запрещается применение открытого огня. При отсутствии электроосвещения разрешается пользоваться только взрывобезопасными переносными источниками освещения. Для внутреннего освещения технологических аппаратов во время осмотра и ремонта следует применять переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12 В.
Отбор проб нефти через неисправные пробоотборники не допускается.
Не допускается скопления разлитой нефти на территории ЦПС.
Запрещается использовать в работе неисправное оборудование и инструмент.
Запорная арматура должна легко от руки закрываться и открываться. Применение рычагов для открывания арматуры запрещается.
Запрещается производить какие-либо ремонтные работы на технологических емкостях и трубопроводах находящихся под давлением.
Поверхности трубопроводов и аппаратов имеющие температуру выше 50°С изолируются.
Лица обслуживающие электрооборудование и электроинструмент должны иметь группу по электробезопасности не ниже второй.
Территория ЦПС все производственные помещения и механизмы должны содержаться в чистоте каждую смену производственные и бытовые помещения должны убираться.
Использованный обтирочный материал разбрасывать на территории и в помещениях запрещается. Пропитанный нефтепродуктами обтирочный материал может стать очагом пожара. Поэтому его следует собирать и складывать в специальные железные ящики с железными крышками. Ящики должны устанавливаться в пожаробезопасных местах использованный обтирочный материал ежедневно убирать из ящиков.
При ведении ремонтных работ внутри технологической емкости необходимо отключить ее на линиях входа и выхода продукта слить остатки через дренажную линию промыть горячей водой и провентилировать емкость отглушить стандартными заглушками.
Конструкция применяемых технологических аппаратов обеспечивает возможность проведения промывки и дальнейшего полного опорожнения оборудования.
Для промывки необходимо использовать горячую воду с температурой 75 90 ºС от передвижных установок типа ППУ.
Подвод промывочной воды от передвижных установок к аппаратам предусмотрен с помощью съемных гибких шлангов. На площадках от аппаратов предусмотрены стационарные трубопроводы с муфтами и хомутами для присоединения гибких шлангов. По окончании промывки шланги должны быть сняты запорная арматура на трубопроводах подвода промывочной воды – закрыта.
На каждую установку и аппарат должен быть разработан порядок подготовки аппаратов включая схемы освобождения от продуктов вредных веществ схемы их промывки проветривания и другие меры обеспечивающие безопасность работающих. Продолжительность промывки горячей водой проветривания определяются для каждого случая в отдельности.
После окончания промывки и проветривания необходимо провести анализ воздуха из аппарата на содержание паров и газов.
На проведение ремонтных работ должен быть оформлен документ в установленном порядке.
Для обслуживания аппаратов запорной арматуры и доступа к люкам на высоте более 18 м должны быть выполнены стационарные лестницы с углом наклона не более 45° и площадки обслуживания с ограждениями.
В зимнее время лестницы площадки переходы дороги должны очищаться от снега льда и посыпаться песком. С расположенного на высоте оборудования в местах переходов следует очищать наслоение льда снега а также сосульки.
Необходимо следить чтобы проходы производственных помещений между оборудованием ничем не загромождались.
Все вращающиеся и движущиеся части электродвигателей и других механизмов должны быть ограждены защитными кожухами. Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами исключающими пуск его в работу при отсутствующем или открытом ограждении.
Допустимые уровни звукового давления и уровни звука на постоянных рабочих местах в производственных помещениях насосных станций должны соответствовать ГОСТ 12.1.003-83 «Шум. Общие требования безопасности».
Допустимые величины параметров вибрации на постоянных рабочих местах следует принимать в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.012-2004 «Вибрационная безопасность. Общие требования».
При эксплуатации факела следует соблюдать требования ПБ 03-591-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем".
Находиться в пределах обвалования при работе факела запрещено.
При понижении температуры окружающей среды (ниже минус 20°С) установить постоянный контроль за работой приборов отопления приточно-вытяжной вентиляции не допуская замерзания системы отопления. Усилить контроль за работой приборов КИПиА.
Курение на территории ЦПС и в производственных помещениях строго воспрещается т.к. это может привести к возникновению взрывов пожаров и к несчастным случаям. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах согласованных с Госпожнадзором с надписью «Место для курения».
Все работники должны знать свойства попутного газа сырой нефти реагентов.
Нахождение в опасной зоне с высокими значениями потенциального риска ограниченного числа людей в течение ограниченного промежутка времени.
Персонал должен быть хорошо обучен и готов к действиям по локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров.
На ЦПС должна быть отработана система оповещения о пожароопасных ситуациях и пожаре.
Запорная и регулирующая арматура исполнительные механизмы участвующие в системах контроля управления и технологических защит после ремонта и перед установкой по месту должны проходить периодические испытания на быстродействие прочность плотность и герметичность закрытия с оформлением актов или записью в паспорте журнале.
Широкое применение электроэнергии требует особого внимания к обеспечению безопасности. Действие электрического тока на организм может быть термическим электрическим биологическим и комбинированным. Действие выражается в поражениях отдельных участков тела органов системы тканей и всего организма. Внешние и внутренние нарушения могут быть самыми различными: свертывание белков разложение крови судороги нарушение физиологических и нервных процессов прекращение дыхания остановка сердца.
Оказание помощи при поражении электрическим током осуществляется в два этапа:
освобождение пострадавшего от дальнейшего соприкосновения с электрическим током;
оказание первой помощи до прибытия врача.
Быстрое освобождение пострадавшего от действия тока может быть достигнуто немедленным выключением напряжения с помощью ближайшего выключателя в случае отдаленности выключателя можно перерубить провода или оттянуть пострадавшего от провода.
Если пострадавший находился на высоте то надо предупредить или обезопасить его падение. Необходимо учитывать что без мер предосторожности прикасание к человеку находящемуся под током опасно для жизни людей оказывающих помощь.
Во всех случаях оказывающий помощь должен применять средства личной защиты и браться при необходимости только за сухую одежду а не за руку или ногу пострадавшего.
Меры первой помощи зависят от состояния в котором находится пострадавший после освобождения его от воздействия электрического тока.
Для определения этого состояния необходимо немедленно произвести следующие мероприятия:
уложить пострадавшего на спину на твердую поверхность;
проверить наличие у пострадавшего дыхания (определяется визуально по подъему грудной клетки; с помощью зеркала);
проверить наличие у пострадавшего пульса на лучевой артерии у запястья или на сонной артерии на переднебоковой поверхности шеи;
выяснить состояние зрачка (узкий или широкий); широкий зрачок указывает на резкое ухудшение кровоснабжения мозга.
Если пострадавший находится в сознании но до этого был в состоянии обморока его следует уложить в удобное положение (подстелить под него и накрыть его сверху чем-либо из одежды) и до прибытия врача обеспечить полный покой непрерывно наблюдая за дыханием и пульсом. Запрещается позволять пострадавшему двигаться а тем более продолжать работу так как отсутствие тяжелых симптомов после поражения электрическим током не исключает возможности последующего ухудшения состояния пострадавшего.
Если пострадавший находится в бессознательном состоянии но с сохранившимся устойчивым дыханием и пульсом его следует ровно и удобно уложить расстегнуть одежду создать приток свежего воздуха давать нюхать нашатырный спирт обрызгивать лицо водой и обеспечить полный покой. Если пострадавший плохо дышит - очень редко и судорожно (как умирающий) ему следует делать искусственное дыхание и непрямой (наружный) массаж сердца.
Недостаточное знание физико-химических свойств и механизма воздействия на организм таких веществ зачастую приводит к нежелательным последствиям.
Яды попавшие в организм человека через дыхательные пути оказывают более вредное действие чем такое же количество попавшее в организм через большой круг кровообращения когда не минуется почечный барьер играющий большую роль в задержке и обезвоживании ядов.
Попавшие в организм человека парообразные нефтепродукты могут вызвать острые и хронические отравления. Поэтому на ЦПС содержание газов в воздухе не должно превышать предельно-допустимую концентрацию – ПДК вредных веществ.
Основными взрыво- и пожароопасными вредными и токсичными веществами находящимися в производстве являются нефть с попутным нефтяным газом неочищенная пластовые и сточные воды химические реагенты.
Характеристика взрывопожароопасности токсичности сырья и реагентов свойства опасных веществ приведены в таблице 7.1 и 7.2.
Таблица 7.1 – Взрывопожароопасные токсичные свойства сырья и готовой продукции
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76
Концентрационный предел
Характер токсичности (воздействие на организм человека)
ПДК в воздухе рабочей зоны производствен-ных помещений
Наркотическое и судорожное действие.
Попутный нефтяной газ
Наркотическое действие. Учащается пульс увеличивается объем дыхания ослабляется внимание нарушается координация движения потеря сознания.
Сведения отсутст-вуют
Раздражает слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей кожу человека. Опасен при попадании внутрь. При пожаре может выделять вредные и токсичные дымы.
Ингибитор коррозии СНПХ-1004
Малотоксичен взрывобезопасен трудногорюч.
местнораздражающее действие ингаляционное отравление
Пенообразователь Sthamex-AFFF
Взрывобезопасен негорюч.
При соблюдении правил использования не оказывает вредного воздействия на здоровье человека
Таблица 7.2 – Свойства опасных веществ применяемых в производстве
Агрегатное состояние при нормальных условиях
Газ с характерным запахом
Прозрачная жидкость
Реакционная способность
Растворяет предельные твердые углеводороды
Водорасворимое катионоактивное фосфорсодержащее ПАВ в смеси органических растворителей
От светло-желтого до коричневого
От светло-желтого до светло-коричневого
Возможность превращения или выделение других опас-ных веществ
Выделение легких фракций
Пары изопропанола керосина
Воздействие на человека
Наркотическое отравление
Меры предосто-рожности
Работать в хорошо проветриваемых помещениях
Работать в хорошо проветриваемых помещениях оборудованных общеобменной приточно-вытяжной вентиляцией.
Запрещается допуск к работе с реагентом беременных и кормящих женщин подростков до 18 лет больных имеющих поражения кожи печени почек верхних дыхательных путей и органов зрения
Вентиляция индивидуальные средства защиты
Вентиляция индивидуальные средства защиты. Противогаз с коробкой А БКФ или М
Костюм из хб ткани с водоотталкивающей пропиткой ГОСТ 12.4. 111-82 ГОСТ 12.4.112-82 или халаты очки защитные №5 резиновые перчатки ГОСТ 20010-93 или рукавицы ГОСТ 12.4.010-75 противогаз марки М (или А) или универсальный респиратор РУ-60 с двумя фильтрующими патронами марки А
Условия безопасного хранения
Хранить в закрытых емкостях
Хранить в закрытой таре в складских помещениях полузакрытого типа отдельно от любых других веществ. Место хранения должно быть недоступно для посторонних лиц и защищено от попадания прямых солнечных лучей
Первая помощь пострадав-шим
Обеспечить приток свежего воздуха напоить крепким кофе чаем
При потере сознания – вдыхание нашатырного спирта. При попадании на кожу смыть большим количеством теплой воды с мылом. При попадании в глаза промыть большим количеством воды.. Немедленно обратиться к врачу.
При попадании в дыхательные пути вывести на свежий воздух и дать отдохнуть. Обратиться к врачу
Методы перевода вещества в безвредное состояние
Биологическая рекультивация и захоронение
Захоронение или сжигание в специальных устройствах предназначенных для утилизации вредных химических отходов
Характеристика помещений и наружных установок по взрывоопасности определенная в соответствии с «Общими правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» (ПБ 09-540-03) и «Определением категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» (СП 12.13130.2009) приведена в таблице 7.3 и 7.4.
Таблица 7.3 - Классификация технологических блоков по взрывоопасности
Номер блока по генпла-ну
Номера позиций аппа-ратуры оборудования по технологической схеме составляющие технологического блока
Относи-тельный энергети-ческий потенциал техноло-гического блока
Классы зон по уровню опасности возможных разрушений травмирования персонала
Блок сепарации I- ступени С-11 С-12 включающий в себя УПОГ-1 УПОГ-2.
Разлив нефти условно происходит по площадке 30х22 м
м Полное разрушение здания
м. Тяжелые повреждения здание подлежит сносу 53 кПа
м. Средние повреждения возможно восстановление здания 28 кПа
1 м. Разрушение оконных проемов легкосбрасываемых конструкций 12 кПа
00 м. Частичное разрушение остекления менее или равно 20 кПа
Блок сепараторов 2-й ступени С-21 С-22.
м. Разрушение оконных проемов легкосбрасываемых конструкций
Блок буферной емкости БЕ-1.
Разлив нефти условно происходит по площадке
Блок факельных сепараторов.
Разлив конденсата условно происходит по площадке 15х15 м
Разлив нефти условно происходит по площадке 19х30 м
Установка ввода реагентов (оценивается только энергопотенциал от испарения жидкости свободно разлитой по площадке. Динамика испарения химреагента принята по нефти. Разлив реагента условно происходит по площадке 12х18 м
Сепараторы-дегазаторы для воды СД-1 СД-2
0 м. Частичное разрушение остекления менее или равно 20 кПа
Подогреватели нефти ПНПТ-16.
Разлив нефти условно происходит по площадке 18х24м
м. Средние повреждения возможно восстановление здания
Сепараторы со сбросом воды V=100 м3
Разлив нефти условно происходит по площадке 15х22 м
8 м. Разрушение оконных проемов легкосбрасываемых конструкций 12 кПа
Категории надежности электроснабжения технологических систем и систем КИПиА и связи определяются по степени их ответственности в обеспечении надежности и безопасности технологического процесса.
К I категории надежности электроснабжения отнесены - собственная нагрузка РУ-6кВ оборудование КИПиА системы связи и сигнализации пожарные насосы подачи воды и раствора пенообразователя; технологические установки II категории взрывоопасности; заградительные огни; электроприемники участвующие в безаварийном останове производства; светильники аварийного освещения.
Ко II категории надежности электроснабжения отнесены технологические установки III категории взрывоопасности; потребители вдольтрассовой ВЛ 6 кВ «ЦПС Усть-Тегусского месторождения - УУН Кальчинского месторождения» и мачта связи; система электрообогрева трубопроводов и резервуаров наружное освещение территории.
Для обеспечения электроэнергией потребителей в рабочем и аварийном режиме в соответствии с категорией надежности электроснабжения проектируемое ЗРУ 6 кВ выполнено с двумя секционированными секциями шин и запитано по двум ВЛ 6 кВ.
Трансформаторы КТП 604 кВ запитаны от разных секций шин ЗРУ-6 кВ что обеспечивает надежность электроснабжения при ремонтно-профилактическом отключении одной из секций.
В КТП 604 кВ на стороне 04 кВ предусмотрено секционирование с устройством автоматического ввода резерва (АВР). Питание нагрузки временной операторной противопожарной станции факельной системы выполнено от щитов с двумя вводами с АВР. Разные вводы распределительных щитов и щитов КИПиА взаиморезервируемые технологические электроприемники светильники рабочего и аварийного освещения разные группы наружного освещения щиты электрообогрева трубопроводов и резервуаров запитаны от разных трансформаторов КТП. Главные щиты систем контроля управления и противоаварийной защиты запитаны двумя кабельными вводами с устройством АВР на вводе и с автоматическим переключением на источник бесперебойного питания при потере напряжения на обоих вводах.
Таблица 7.4 – Взрывопожарная и пожарная опасность санитарная характеристика производственных зданий помещений и наружных установок
Наименование производственных зданий помещений наружных установок
Категория взрывопожар-ной
и пожарной опасности
Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования (ПУЭ)
Группа производ-ственных процессов по санитарной характе-ристике (СНиП 2.09.04-87)
класс взрывоопасной или пожароопасной зоны
категория и группа взрывопожа-роопасных смесей по ГОСТ
Р 51330.11-99 и ГОСТ
Сепаратор I ступени сепарации со сбросом воды
Сепаратор концевой ступени сепарации
Насосная внешней перекачки нефти
Насосная внутренней перекачки нефти
Сепаратор трехфазный со сбросом воды
Оперативный узел учета нефти
Блок стационарной ТПУ
Узел подключения передвижной ПУ
Отстойник пластовой воды
Аппарат глубокой очистки воды
Емкости подземные дренажные
Факельные сепараторы
Насосный блок откачки конденсата
Блок дозирования реагента
Емкости ингибиторов коррозии и солеотложений деэмульгатора
Задвижки и флан-цевые соединения на трубопроводах с ЛВЖ и ГГ
3. Возможные аварийные ситуации и правила аварийной остановки ЦПС
Принятые проектные технические решения обеспечивают достаточную надежность трубопроводов и оборудования на весь период эксплуатации. Наличие надежной системы контроля управления и защиты технологических процессов обеспечивает своевременное выявление причин возможных аварий. Немаловажным фактором в данном случае также является своевременное наблюдение обслуживающего персонала за работой оборудования.
Однако практика показывает что полностью избежать аварийных ситуаций не удается. Неправильное выполнение той или иной технологической операции может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды привести к аварии и к несчастным случаям.
Аварийные ситуации должны быть выявлены оператором по изменению технологических параметров или визуально персоналом обслуживающим технологическое оборудование и трубопроводы.
На ЦПС должен быть составлен план ликвидации возможных аварий утвержденный главным инженером предприятия и согласованный с местными органами Госпожнадзора. План включает перечень конкретных действий персонала при ликвидации типичных аварий и нарушений режима применительно к конкретному оборудованию ЦПС. В плане указываются маршруты следования персонала в случаях когда по ходу аварии могут создаться условия опасные для жизни людей или препятствующие нормальному доступу к оборудованию. В должностных инструкциях каждого лица указываются конкретные разделы и пункты плана по ликвидации аварии требования которых выполняются данным лицом. В соответствующих пунктах плана указываются граничные условия допускаемых режимов.
Аварийная остановка ЦПС производится технологическим персоналом в следующих случаях:
- при полном отключении электроэнергии;
- при разгерметизации трубопроводов и аппаратов содержащих нефть и газ;
- при выходе из строя перекачивающего оборудования и отсутствия резервного;
- при сильной загазованности воздуха территории и производственных помещений;
- при возникновении пожара на территории ЦПС;
Обо всех случаях аварийной остановки ЦПС персонал обязан немедленно сообщить в РИТС и ЦИТС руководству ЦПС.
3.1. Прекращение подачи электроэнергии
При прекращении подачи электроэнергии происходит внезапное отключение насосов вентиляторов отказ электроприводной регулирующей и запорной арматуры отключаются схемы автоматической блокировки световой и звуковой сигнализации теряется контроль за ходом технологического процесса.
Для предотвращения аварии необходимо:
сообщить об отключении электроэнергии диспетчеру;
продублировать остановку электрооборудования нажатием кнопки "СТОП";
перейти на контроль за режимом по месту т.е. по техническим манометрам и краникам на аппаратах;
закрыть задвижки на входе и выходе насосов;
весь газ направить на факел;
прекратить подачу реагентов;
при длительном отсутствии электроэнергии приступить к остановке ЦПС по режиму нормальной остановки и начать остановку скважин.
3.2. Прекращение подачи жидкости
При прекращении поступления жидкости на установку необходимо:
закрыть краны шаровые Кш1 Кш2 на входе жидкости на ЦПС;
продублировать закрытие задвижек на узле подключения ЦПС;
сообщить о прекращении подачи жидкости в РИТС и ЦИТС;
выяснить причину прекращения поступления жидкости;
прекратить подачу деэмульгатора ингибитора коррозии отключив насосы-дозаторы в блоках дозирования деэмульгатора и ингибитора коррозии;
стравить давление из аппаратов ЦПС на факел. Остаточное давление стравить в атмосферу через воздушники.
закрыть задвижки на выводе газа из аппаратов;
остановить насосы внешней перекачки закрыв задвижки на всасывающих и напорных линиях насосов.
3.3. Прорыв горючих газов и нефти
При обнаружении пропусков нефти и газа в результате разгерметизации аппаратов или трубопроводов и появления опасности возникновения взрыва или пожара необходимо:
оповестить ответственных лиц в соответствии со списком плана ликвидации аварии;
прекратить все огневые работы;
принять меры по локализации возможных проливов жидкости на землю;
эвакуировать людей оказавшихся в загазованной зоне;
отключить поврежденный участок или аппарат по возможности стравить давление на факел;
при невозможности отключить поврежденный участок или аппарат прекратить поступление нефти на ЦПС;
выставить предупреждающие знаки «ОГНЕОПАСНО» «ВЗРЫВО-ОПАСНО» «ГАЗООПАСНО»;
постоянно контролировать до нормализации ситуации состояние газовоздушной среды путем дополнительного отбора анализов воздуха;
при угрозе возникновения пожара необходимо произвести остановку ЦПС с последующим аварийным опорожнением аппаратов и трубопроводов в дренажную емкость.
измерить уровень загазованности воздушной среды при удовлетворительных результатах приступить к ремонтным работам.
3.3.1. Разгерметизация сепаратора 1 ступени сепарации С-11 (С-12)
В случае когда происходит падение давления в аппарате и на входе жидкости на технологическую установку необходимо:
поставить в известность пожарную охрану ИТР цеха начальника смены РИТС и ЦИТС;
прекратить все огневые работы. Принять меры по локализации проливов жидкости на землю;
отсечь сепаратор С-11 (С-12) закрыв задвижку 12н (23н) на входе и задвижку 13н (24н) на выходе жидкости задвижку 2г (4г) на линии выхода газа весь поток жидкости через задвижки 9н 10н (10н 9н) направить в исправный сепаратор С-12 (С-11);
вызвать на место аварии ремонтную бригаду;
выставить посты ограждения опасной зоны или предупреждающие знаки «ОГНЕОПАСНО»;
открыть задвижку 1д (3д) и слить жидкость из аппарата в дренажную емкость ЕП-1;
установить заглушки во фланцевых соединениях задвижек;
убрать территорию устранить замазученность;
промыть горячей водой аппарат перед осмотром и ремонтом проконтролировать уровень загазованности внутри аппарата;
приступить к ремонтным работам если содержание нефтяных газов и паров не превышает ПДК.
3.3.2. Разгерметизация С-21 (С-22)
В случае когда происходит разгерметизация в аппарате необходимо:
отсечь сепаратор С-21 (С-22) закрыв задвижку 31н (36н) на входе и задвижку 32н (37н) на выходе жидкости задвижку 5г (6г) на линии выхода газа весь поток жидкости через задвижку 36н (31н) направить в сепаратор С-22 (С-21);
открыть задвижку 5д (6д) и слить жидкость из аппарата в дренажную емкость ЕП-1;
3.3.3. Порыв напорного нефтепровода
В случае если происходит резкое падение давления в нефтепроводе насосные агрегаты отключаются автоматически. При этом необходимо:
прекратить все огневые работы принять меры по локализации проливов нефти на землю. Закрыть задвижку на выходе нефти с ЦПС. Оповестить цех добычи приступить к остановке скважин. Закрыть краны шаровые КШ1 КШ2 на входе ЦПС закрыть задвижки на узле подключения ЦПС;
вызвать на место аварии ремонтную бригаду со сварочной техникой;
закрыть приемные и выкидные задвижки на насосах;
3.3.4. Разгерметизация емкости хранения реагента
В случае когда происходит разгерметизация емкости с реагентами содержащими в своем составе метанол необходимо:
к локализации аварии приступать только при наличии средств индивидуальной защиты (см. п.10.5)
прекратить все огневые работы. Принять меры по локализации проливов жидкости на землю держась с подветренной стороны при отсутствии средств индивидуальной защиты;
отсечь емкость закрыв задвижку на входе и задвижку на выходе жидкости задвижку на линии выхода газа;
выставить посты ограждения опасной зоны или предупреждающие знаки «ОГНЕОПАСНО» «ЯД»;
укрыть входы в канализацию эвакуировать людей из ям и подвалов;
пролившуюся жидкость смешать с землей песком или другими впитывающими материалами;
если продукт попал в канализацию или в воду или загрязнил почву и растительность на территории выходящей за границы площадки ЦПС поставить об этом в известность милицию.
приступить к ремонтным работам если содержание газов и паров не превышает ПДК.
В случае попадания продукта в глаза немедленно промыть их большим количеством воды в течение нескольких минут. Немедленно снять загрязненную одежду и промыть пораженные участки водой и мылом. Обратиться за врачебной помощью.
При возгорании на технологической площадке необходимо выполнить следующее:
вызвать пожарную команду скорую помощь сообщить о пожаре начальнику цеха диспетчеру оповестить ответственных лиц по списку в соответствии с планом ликвидации аварии;
прекратить доступ жидкости на ЦПС закрыв электроприводные задвижки Зд.70 и Зд.71 на узле подключения ЦПС и краны шаровые КШ1 КШ2. Приступить к остановке нефтедобывающих скважин;
проверить включение в работу автоматических систем противопожарной защиты (оповещение людей о пожаре пожаротушения); в случае отказа автоматики произвести ручной запуск;
остановить насосы перекрыть задвижку на всасывающей и нагнетательной линиях;
отключить при необходимости электроэнергию кроме аварийного освещения остановить агрегаты выключить вентиляторы перекрыть трубопроводы прекратить все работы в пожарной зоне кроме работ связанных с ликвидацией пожара;
удалить за пределы опасной зоны всех работников не участвующих в тушении пожара;
принять меры по ликвидации пожара первичными стационарными и передвижными средствами пожаротушения до прибытия подразделений пожарной охраны;
организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара.
3.5. Нарушение санитарного режима
При нарушении санитарного режима (загазованности) необходимо принять меры по выяснению причины загазованности не допускать применения открытого огня. Оповестить обслуживающий персонал принять меры по ликвидации загазованности применить средства защиты органов дыхания. Выставить наблюдающих обозначить зону загазованности оказать помощь пострадавшим.
Действовать согласно плану ликвидации аварий.
4. Возможные неполадки технологического процесса и оборудования
Причины которые могут привести к аварии или к несчастному случаю могут быть организационного технического и технологического характера.
4.1. Причины организационного характера
Допуск к обслуживанию сосудов и аппаратов работающих под давлением свыше 07 кгссм2 лиц не достигших 18-летнего возраста;
допуск к самостоятельной работе рабочих и инженерно-технических работников без прохождения ими инструктажа по технике безопасности пожарной безопасности и газобезопасности без стажировки на рабочем месте и проверки полученных ими знаний квалификационной комиссией;
отсутствие своевременного обучения аттестации и проверки знаний по технике безопасности и охране труда обслуживающего персонала и инженерно-технических работников;
грубое нарушение санитарного и технического состояния территории ЦПС зданий и сооружений;
отсутствие контроля за состоянием индивидуальных средств защиты;
проведение постоянных или временных огневых работ без специального разрешения с нарушением основных правил;
самовольное возобновление работ остановленных органами пожарного надзора Ростехнадзора и другими контролирующими организациями предписанием или установлением пломб;
курение в местах не предназначенных для этого и специально не оборудованных;
несвоевременное расследование выявление причин учет и доведение до каждого причин несчастных случаев на производстве аварий пожаров в соответствии с действующими положениями и инструкциями;
выдача должностными лицами указаний или распоряжений принуждающих подчиненных нарушать правила безопасности и охраны труда.
4.2. Причины технического характера
Несвоевременное техническое освидетельствование сосудов работающих под давлением органами Ростехнадзора;
эксплуатация аппаратов оборудования и трубопроводов при параметрах выходящих за пределы указанные в технических условиях или паспортах;
неисправность предохранительных клапанов и несоблюдение сроков их ревизии;
пропуск газонефтяной смеси во фланцевых соединениях в результате разрыва прокладок; трещины выпучины значительное уменьшение толщины стенок трубопроводов и аппаратуры из-за коррозии пропуски через дефекты в сварных швах чрезмерные пропуски в торцевых уплотнениях насосов и т.д.;
неисправность контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;
несвоевременное и некачественное проведение ремонтных работ;
неисправность средств пожаротушения и приборов определения взрывоопасных концентраций.
4.3. Причины технологического характера
Возможные технологические неполадки причина их возникновения способы предотвращения и устранения представлены в таблице 7.5.
Таблица 7.5 – Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации
Вид аварийного состояния производства
Причина возникновения
Действия персонала по устранению аварийного состояния
Ухудшение качества готовой продукции
Уменьшение подачи деэмульгатора
Увеличение содержания воды в нефти после С-11 С-12
а) открытие запорной арматуры на выкидной линии насосов-дозаторов деэмульгатора;
б) работу насосов-дозаторов при необходимости добавить ход поршня;
в) наличие деэмульгатора в расходном баке на приеме насосов-дозаторов.
При необходимости остановить работающий насос и запустить резервный.
а) уровень раздела фаз «нефть-вода» при необходимости увеличить сброс воды из НГСВ;
б) работу регулятора уровня раздела
фаз «нефть-вода» и при необходимости
перейти на ручное регулирование по
Переполнение сепараторов
С-11С-12 концевой ступени сепарации С-21
Увеличение расхода жидкости
Выход из строя контура регулирования уровня в аппарате
Открыть полностью задвижки на выходе из аппарата. Согласовать работу регулирующего клапана КР-1 КР-2 КР-11 КР-12 с расходом жидкости.
Устранить неисправность в контуре регулирования (приборы клапан или соединительные линии). На время ре-монта перейти на ручное ре-гулирование уровня задвижкой
Повышение давления в сепараторах
Увеличение расхода газа.
Образование гидратной пробки в трубопроводе газа.
Произвести сброс части газа на факел высокого давления Ф-1.
Подогреть трубопровод паром от ППУ.
Вынос нефти газовым потоком на факел
Превышение уровня раздела фаз «газ-нефть» в С-11 С-12
Устранить неисправность в контуре регулирования. Привести уровень раздела фаз «газ-нефть» в соответствии с технологической картой. На время ремонта перейти на ручное регулирование уровня байпасной задвижкой.
Увеличение содержания нефтепродуктов
сбрасываемой с С-11С-12
Снижение уровня раздела фаз «нефть-вода» ниже допустимого в
Привести уровень раздела фаз «нефть-вода» в соответствии с технологической картой.
Проверить и при необходимости увеличить расход деэмульгатора.
Дозировка химических реагентов (деэмульгатора ингибитора коррозии) не соответствует норме
Длина хода плунжера дозировочного насоса больше или меньше требуемой
Отрегулировать длину хода плунжера
Переполнение факельных сепараторов СФ-11 СФ-12
Не включен резервный насос
Неисправна задвижка на линии нагнетания резервного насоса
Включить резервный насос.
Отключить резервный насос закрытием задвижки на входном трубопроводе. Отремонтировать задвижку на линии нагнетания резервного насоса. Закрыть задвижку на входе в газовый сепаратор и до устранения неисправностей работать по байпасу.
Подземные дренажные емкости
Затруднена откачка или прекращение подачи продукта из заполненной емкости
Неисправность электронасосного агрегата.
Закрыта задвижка на нагнетательном трубопроводе.
Замерзание жидкости в емкости
Устранить неисправность в соответствии с инструкцией по эксплуатации электронасосного агрегата.
Открыть задвижку на нагнетательном трубопроводе.
При помощи передвижной ППУ подвести пар в змеевик и разогреть жидкость.
Пропуск жидкости во фланцевых соединениях
Ослабло крепление фланцевого соединения.
Повреждена прокладка.
Остановить насос. Подтянуть детали фланцевого соединения.
Остановить насос. Заменить прокладку.
Характерные неисправности насосов внешней перекачки нефти Н-11 Н-13
внутренней перекачки нефти Н-21 Н-22
Насос не развивает напор
Приемный клапан заклинило или сетка клапана сильно засорена.
Зазор по уплотнениям рабочих колес превышает 1 мм.
Электродвигатель не развивает номинальной частоты вращения из-за понижения электричес-кого напряжения.
Перебрать приемный клапан или очистить сетку клапана.
Разобрать насос и заменить изношенные детали.
Определить причину понижения напряжения. Увеличить напряжение.
Насос не подает жидкость при давлении на входе ниже атмосферного
Насос и всасывающий трубопровод не были за-литы перекачивающей жидкостью перед пуском.
Засасывается воздух через неплотности в соединениях всасы-вающего трубопровода через пробки. При этом колебание показаний вакууметра выше
Приемный клапан выступает из перекачи-ваемой жидкости и засасывает воздух.
Перейти на работу резервного насоса. Выключить двигатель и залить насос и всасывающий трубопровод.
Осмотреть все соединения пробки на крышке всасывания насоса и при необходимости подтянуть их.
Выключить насос до наполнения сборника жидкость.
Повышенная вибрация и шум при работе насоса
Неправильная центровка вала электродвигателя и насоса.
Износ подшипников прогиб вала повреждение вращающихся деталей.
Значение напора насоса находится вне пределов рабочей части характеристики.
Недостаточная затяжка фундаментных болтов ослабление крепления трубопроводов.
Отцентрировать насосный агрегат.
Заменить поврежденные детали.
С помощью выкидной задвижки отрегулировать напор.
Выполнить протяжку резьбовых соединений.
Давление на входном патрубке ниже нормы
Засорен фильтр входного трубопровода.
Неисправность задвижки входного трубопровода.
Прочистить и промыть фильтр.
Отремонтировать задвижку.
Через сливную трубку идет свыше 6 % перекачиваемой жидкости от номинальной подачи насосов
Износилась втулка разгрузки и втулка дистанционная вследствие чего увеличился дросселирующий зазор
Заменить втулку разгрузки и дистанционную втулку уменьшив этим дросселирующий зазор. Если после замены указанных деталей у насосов из сливной трубки идет менее 15 % жидкости заменить втулку гидрозатвора.
Большая потребляемая мощность (большой нагрев электродвигателя)
Износилось кольцо гидравлической пяты ротор сместился в сторону всасывания больше допустимого
Заменить изношенные детали гидравлической пяты.
Характерные неисправности насосов шурфовых погружных Н-31 Н-32
После пуска установка отключается максимальной защитой с выдержкой времени при токе близком к номинальному
Низкая уставка реле максимального тока.
Длительное время пуска.
Увеличить величину уставки реле максимального тока.
Увеличить уставку выдержки времени.
После пуска установка отключается минимальной защитой
Излишне высокая устав-ка реле минимального тока
Уменьшить уставку реле минимального тока
Высокий потребляемый ток электродвигателя
Вышла из строя одна плавкая вставка в силовой цепи.
Механические неис-правности электронасоса.
Проверить напряжение на фазах; при необходимости заменить вставку.
Поднять агрегат отправить на ревизию насос и электродвигатель.
Частые отключения установки минимальной защитой; при работе резкие колебания давления и тока электродвигателя
Систематические срывы подач.
Засорилась сетка на приеме насоса.
Работа насоса в неустойчивой части характеристики.
Заменить давление в шурфе при работе насоса и при необходимости промыть подводящий трубопровод и шурф.
Промыть сетку обратной заливкой воды.
Увеличить приемистость нагнетательных скважин.
Понизилось сопротивление изоляции системы «кабель-электродвигатель» ниже 3 МОМ (в рабочем состоянии)
Повреждение изоляции кабеля в месте сростки или в обмотке электродвигателя
Поднять агрегат устранить повреждение
Понизилось давление нагнетания ниже 15 % от первоначального значения (при неизменной подаче)
Утечка воды в напорных трубах; износ уплотнений рабочих колес
Поднять агрегат определить места утечек и устранить их.
Отсутствует подача насоса двигатель потребляет ток близкий к току холостого хода
Поломан вал насоса или электродвигателя
Поднять агрегат и отправить в мастерскую на ремонт
Характерные неисправности подогревателей нефти П-1 П-2
Температура нефти на выходе из подогревателя не поднимается до заданного значения
Сверхнормативная кристаллизация солей на внутренних стенках труб продуктового змеевика
Промыть змеевик раствором исходя из анализа лаборатории эксплуатирующей организации
Давление нефти на выходе из подогревателя низкое
Возросли потери давления в продуктовом змеевике из-за его засорения
Сгорание газа в факеле происходит «хлопками»
Попадание воздуха в ствол факела
Остановить факельную установку осмотреть ствол факела и трубопровод сбрасываемого газа на наличие трещин сквозной точечной коррозии
Сгорание газа происходит сильно «чадящим» пламе-нем черного цвета с выбро-сами несгоревшей фазы
Попадание жидкой фазы в газовую линию
Остановить факельную установку слить жидкую фазу через дренажный штуцер. Продуть подводящий трубопровод и ствол факела запустить факельную установку в работу
Не загорается сигнализа-ционная арматура при наличии пламени в дежурных горелках
Отказ датчика наличия пламени реле перепада давления или неис-правность в самой лампе
Остановить факельную установку проверить датчик наличия пламени лампы сигнализации реле перепада давления
При нажатии кнопки «Пуск» не зажигаются дежурные горелки
Отказ индукционной свечи
Остановить факельную установку проверить индукционную свечу
4.4. Останов факельной системы
Останов факельной установки во всех случаях за исключением аварийного производится только по распоряжению администрации.
Останов факельной установки должен производиться для ремонтных работ связанных с ремонтом оголовка дежурных горелок ствола факела или газопровода отказа средств контроля и автоматизации.
При остановке факельной установки необходимо:
При проведении ремонтных работ факельная система должна быть отсоединена стандартными заглушками от технологических установок: трубопроводы сбрасываемого и топливного газа заглушить и продуть азотом (при необходимости пропарить) до полного удаления горючих веществ с последующей продувкой воздухом до объемного содержания кислорода не менее 18% и содержания вредных веществ не более ПДК (ПБ 03-591-03 п.11.4) .
На трубопроводах высокого и низкого давления предусмотрены перемычки с задвижками N1 N4 которые в рабочем режиме закрыты и опломбированы. При аварии или ремонтных работах на одном из факельных стволов на трубопроводах высокого или низкого давления на узле сбора конденсата задвижками с поворотными заглушками и задвижками N1 N4 переключается подача газа на один из факельных стволов высокого или низкого давления.
Аварийный останов факельной системы
Обслуживающий персонал обязан немедленно остановить факельную установку и довести до сведения об этом лиц ответственных за ее эксплуатацию в следующих случаях:
- прекращения подачи топливного газа;
- попадания жидкой фазы в трубопроводы топливного и сбрасываемого газа;
- возникновения на территории факельной установки пожара разрыв трубопровода внезапного выхода из строя средств контроля за наличием пламени;
- сгорания сбрасываемого газа с сильными «хлопками» взрывом.
Причина аварийной остановки должна быть обязательно записана в вахтенный журнал.
Аварийный останов производится в выше приведенном порядке.
ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Обеспечение пожарной безопасности на объекте возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих точном выполнении ими «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности».
Технологический персонал ЦПС должен знать в совершенстве технологию иметь навыки поведения на рабочем месте четко выполнять свои должностные обязанности инструкции по охране труда технике безопасности и правила пожарной безопасности. Точное соблюдение технологического регламента обеспечивает высокую производительность процесса надежность работы оборудования делает безопасными условия труда обслуживающего персонала.
Ответственность за состояние пожарной безопасности отдельных объектов несут руководители объектов или исполняющие их обязанности которые назначаются администрацией предприятия.
На каждом объекте во всех помещениях на видном месте должна быть вывешана табличка с указанием фамилии имени отчества должности ответственного за пожарную безопасность и номера телефонов вызова пожарной охраны. На входной двери в помещение указывается категория пожарной опасности помещения.
Обо всех замеченных на участке своей работы или на других местах предприятия нарушений мер пожарной безопасности а также о неисправности или об использовании не по назначению пожарного оборудования каждый работник обязан немедленно сообщить лицу ответственному за пожарную безопасность соответствующего объекта.
Лица виновные в нарушении правил пожарной безопасности в зависимости от характера нарушений и их последствий несут ответственность в дисциплинарном административном уголовном и материальном порядке.
Оборудование и сооружения на ЦПС спроектированы таким образом чтобы предотвратить неуправляемые выбросы углеводородов уменьшить вероятность воспламенения углеводородов и свести к минимуму ущерб причиняемый пожарами.
Генеральный план ЦПС выполнен с учетом необходимых нормативных противопожарных разрывов. Размещение площадок предусмотрено по принципу функционального зонирования территории на производственную зону и зону вспомогательных сооружений.
Производственная зона включает в себя все технологические сооружения. В зону вспомогательных сооружений входят: объекты электроснабжения пожаротушения водоснабжения канализации.
Для обеспечения подъездов к зданиям и сооружениям запроектированы внутриплощадочные проезды. Система проездов кольцевая и тупиковая с разворотными площадками в конце проезда что позволяет в случае возникновения аварийной ситуации организовать эвакуацию персонала и проезд техники для локализации аварии и ликвидации ее последствий.
План эвакуации с территории ЦПС приведен в приложении Б.
Системы пожаротушения и аварийной эвакуации спроектированы таким образом чтобы обеспечить обслуживающий персонал снаряжением необходимым для ручного тушения мелких пожаров и срочной эвакуации персонала в случае если пожар не поддается тушению силами данного персонала.
Технологическая схема и комплектация основного оборудования гарантируют непрерывность производственного процесса за счет оснащения технологического оборудования системами автоматического регулирования блокировки и сигнализации.
Для предотвращения пожаров а также быстрой их ликвидации в случае возникновения необходимо предусмотреть следующие мероприятия:
На ЦПС должен быть составлен план ликвидации возможных аварий утвержденный главным инженером НГДУ и согласованный с местными органами Госпожнадзора.
Помещения с взрывопожароопасными и вредными производствами должны быть изолированы от помещений без повышенной опасности.
Помещения где размещается технологическое оборудование оснащаются огнетушителями. Для тушения электропроводки и электрооборудования применяются углекислотные огнетушители или порошковые (при тушении электрооборудования напряжением до 1000 В) при напряжении свыше 1000 В (до 10000В) – только углекислотные.
При возникновении пожара технологический персонал должен принять меры по ликвидации очага пожара или ограничению его распространения пользуясь первичными средствами пожаротушения и одновременно вызвать пожарную часть по телефону.
Ручные средства пожаротушения должны быть размещены в доступных местах обозначены знаками пожарной безопасности в том числе знаком "НЕ ЗАГРОМОЖДАТЬ".
Противопожарные устройства должны быть исправными и готовыми к применению в любое время суток.
Сети противопожарного водопровода должны находиться в исправном состоянии и обеспечивать требуемый по нормам расход воды на нужды пожаротушения. Проверка их работоспособности должна осуществляться не реже двух раз в год (весной и осенью).
Молниеотводы и защитное заземление установки должно быть постоянно в исправности и соответствовать предъявляемым к ним требованиям их регулярно необходимо проверять с составлением актов и отметкой в специальном журнале.
Применение воздухонагревательных и отопительных приборов должно быть письменно согласовано с главным энергетиком предприятия. Воздухонагревательные и отопительные приборы в производственных помещениях нельзя загромождать посторонними предметами. Их следует размещать так чтобы к ним был обеспечен свободный доступ для осмотра и очистки. Вентиляторы должны быть оборудованы дистанционным управлением.
Территория ЦПС должна быть ограждена продуваемой оградой из несгораемых материалов (сетка «рабица») высотой не менее 2 м. Проход на территорию должен быть под контролем дежурного персонала. Въезд на территорию ЦПС допускается только с разрешения ответственного за объект.
Территория ЦПС должна содержаться в чистоте. Горючий хлам мусор отходы производства должны систематически убираться с производственной территории в безопасное в пожарном отношении место не допускается скопление разлитого нефтепродукта в лотках колодцах и на технологических площадках.
Промасленный обтирочный материал следует складывать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками вне помещения и по согласованию с пожарной охраной закапывать в землю или сжигать.
Вокруг обозначенной границы территории ЦПС должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 метров.
Для предотвращения попадания производственно-дождевых стоков на окружающую территорию открытые технологические площадки имеют покрытие из бетонных плит и бордюры высотой не менее 150 мм. Сбор загрязненного стока с них осуществляется через дождеприемные колодцы в систему канализации.
Канализационные колодцы необходимо проверять на загазованность газоанализатором не реже трех раз в год а результаты заносить в журнал.
На территории ЦПС запрещается применять открытый огонь и курить. Курение допускается только в определенных руководством местах оборудованных согласно требованиям и нормам пожарной безопасности.
Отогревать замершую запорную арматуру трубопроводы разрешается только паром или горячей водой. Использовать для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается.
Огневые работы разрешается проводить только в исключительных случаях по письменному разрешению утвержденному техническим руководителем предприятия (организации).
Регулярно (ежегодно) проводить очистку вентиляционных коробов систем вентиляции пожаробезопасными методами.
Обслуживающий персонал должен быть обучен приемам безопасного ведения технологических процессов и ликвидации возможных аварий.
Для защиты от прямого прикосновения к токоведущим частям от косвенного прикосновения при повреждении изоляции предусмотрено:
- электроснабжение потребителей по системе TN-S в сочетании с защитным заземлением;
- автоматическое отключение питания;
- уравнивание потенциалов;
- применение электрооборудования и проводников с достаточной степенью изоляции в соответствующем исполнении по взрывозащите;
- малое напряжение с электрическим разделением цепей;
- применение устройства защитного отключения (УЗО) в сетях электрообогрева трубопроводов.
Все нетоковедущие металлические части электрооборудования нормально не находящиеся под напряжением заземляются РЕ жилой питающих кабелей. Нулевой защитный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники разделяются на шинах РУ-04 кВ в КТП 60.4 кВ и далее не должны иметь соединений между собой.
В помещениях оборудованных автоматическими устройствами сигнализации пожара предусматривается блокирование с этими системами систем вентиляции с целью автоматического отключения их при срабатывании систем извещения о пожаре а также отключения электроприемников в данном помещении.
Все электрооборудование контрольно-измерительные приборы электрические светильники средства блокировки устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 1(В-1а В-1г) и 2(В-1г) применены во взрывозащищенном исполнении и имеют уровень взрывозащиты соответствующий классу взрывоопасной зоны вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси.
Для защиты от короткого замыкания и перегрева проводников и электрооборудования предусматривается автоматическое отключение питания при отклонении параметров сети от номинальных. Характеристики аппаратов проводников и электрооборудования должны соответствовать номинальным токам потребителей а также расчетным параметрам сети в режимах короткого замыкания.
В качестве защитных мероприятий против высокого напряжения при соприкосновении предусмотрено защитное понижение напряжения и защитное заземление а также применение защитных предметов одежды. Устранение опасности достигается если токопроводящие части достаточно изолированы и защищены от протекания.
Все движущиеся и вращающиеся части электродвигателей и других механизмов необходимо ограждать. Такое оборудование оснащается системами блокировки с пусковыми устройствами исключающими пуск его в работу при отсутствии или открытом ограждении.
Приборы КИП установленные на оборудовании должны иметь ограничительные отметки допустимых параметров пломбу или клеймо гос.поверителя или организации осуществляющей ремонт данных приборов. Запрещается работа оборудования аппаратуры и трубопроводов при неисправности КИП или при их отсутствии.
При работе следует постоянно следить за герметичностью насосов и трубопроводов смазкой трущихся частей а также температурой подшипников трубки разгрузки и сальников насосов. Течь в сальниках насосов и соединениях трубопроводов следует немедленно устранять. Не должно быть растекания и разбрызгивания смазочных материалов скопления смазочных материалов под насосами не допускается. Полы в насосных необходимо содержать в чистоте и регулярно промывать водой с обезжиривающими непожароопасными добавками.
Запрещается после окончания ремонтно-монтажных работ оставлять в помещениях баллоны с кислородом и горючими газами. Баллоны необходимо убирать на место их постоянного хранения.
Все закрытые помещения и открытые технологические площадки должны быть оборудованы извещателями пожара.
При обнаружении пожара или признаков горения (задымление запах гари повышение температуры и т.п.) необходимо:
сообщить о возникновении пожара в пожарную охрану поставить в известность руководство и дежурные службы объекта;
в случае угрозы жизни людей немедленно организовать их спасение используя для этого имеющиеся силы и средства;
проверить включение в работу автоматических систем противопожарной защиты (оповещение людей о пожаре пожаротушения противодымной защиты);
при необходимости отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты) остановить работу транспортирующих устройств агрегатов аппаратов перекрыть сырьевые газовые водяные коммуникации остановить работу систем вентиляции в аварийном и смежном с ним помещениях выполнить другие мероприятия способствующие предотвращению развития пожара и задымления;
прекратить все работы в здании (если это допустимо по технологическому процессу) кроме работ связанных с мероприятиями по ликвидации пожара;
осуществить общее руководство по тушению пожара до прибытия подразделения пожарной охраны;
обеспечить соблюдение требований безопасности работниками принимающими участие в тушении пожара;
одновременно с тушением пожара организовать эвакуацию и защиту материальных ценностей;
организовать встречу подразделений пожарной охраны и оказать помощь в выборе кратчайшего пути для подъезда к очагу пожара;
сообщить подразделениям пожарной охраны привлекаемым для тушения пожаров и проведения связанных с ними первоочередных аварийно-спасательных работ сведения о перерабатываемых или хранящихся на объекте опасных веществ необходимые для обеспечения безопасности личного состава;
по прибытию пожарного подразделения информировать руководителя тушения пожара о конструктивных и технологических особенностях объекта прилегающих строений и сооружений количестве и пожароопасных свойствах хранимых и применяемых веществ материалов изделий и других сведениях необходимых для успешной ликвидации пожара.
Способы пожаротушения
Своевременное тушение пожаров основано на широком использовании комбинации способов и приемов ликвидации горения. Основанием выбора способа тушения служат: характеристика горючих веществ доступность зон горения безопасность применяемых способов для людей влияние применяемого способа на материалы и конструкции:
*перекрытие задвижек. Если газ или жидкость попадают в зону горения из трубопроводов и аппаратов снабженных задвижками то прекратить горение можно перекрытием запорных приспособлений. В зависимости от скорости горения веществ перекрытие может вызвать почти мгновенное его прекращение (газообразные вещества) или по истечению некоторого времени (жидкие вещества);
* установка заглушек. Иногда предоставляется возможность прекратить поступление жидкости в зону горения установкой стальных заглушек. Это возможно при наличии фланцевых соединений. Выбирают фланцевое соединение расположенное как можно дальше от зоны горения. Болты фланцевого соединения ослабляют затем вынимают 2-3 болта и в зазор между фланцами вставляют стальную заглушку затем фланцевое соединение затягивают болтами;
* разобщение реагирующих веществ. Сущность данного способа состоит в том что горящая поверхность покрывается кошмой брезентом или засыпается слоем негорючих веществ (песок земля). Создается препятствие для притока кислорода и горение ликвидируется. Этот способ применяется для тушения твердых жидких и газообразных веществ на небольших площадках и в начале пожара;
* огнегасящие вещества. Тушение с их помощью основывается на нарушении условий необходимых для горения. В качестве огнегасящих средств на площадке ЦПС применяется вода и воздушно-механическая пена.
Незначительная вязкость воды обуславливает легкость ее проникновения через неплотности в конструкции внутри которых может произойти загорание. Вода обладает значительной теплоемкостью. С ростом температуры теплоемкость и теплопроводность воды увеличивается. Слой воды на поверхности вещества создает своеобразную тепловую изоляцию но относительно большая плотность воды ограничивает применение ее для тушения пожаров. Химически чистая вода - хороший диэлектрик природная вода обладает проводимостью электрического тока поэтому недопустимо применение ее для ликвидации горения в зонах высоковольтных установок а также тушения электродвигателей.
Пена представляет собой пузырьки газа отделенные друг от друга слоем жидкости. Слой пены плавает на поверхности таких легких жидкостей как бензин керосин и т.д. Слой пены на поверхности веществ или конструкций является хорошей кратковременной тепловой изоляцией. Сущность тушения пеной состоит в том что ее слой определенной толщины вызывает частичное охлаждение горящей поверхности препятствуют выходу паров в зону пламени и создает тепловую изоляцию поверхности веществ от притока тепла из зоны пламени.
Системы пожаротушения
Для тушения возможного пожара на объектах ЦПС предусмотрены стационарные системы пожаротушения:
- автоматическое пенное пожаротушение для подогревателей нефти;
- стационарное неавтоматическое пенное пожаротушение технологических резервуаров РВС-2000 – 2 шт.;
- внутренний противопожарный водопровод в зданиях операторной и химлаборатории.
На площадке ЦПС предусмотрены следующие сооружения и сети пожаротушения:
- резервуары противопожарного запаса воды объемом 2000 м3 1объемом 1000м3 1 шт.;
- противопожарная насосная станция с пеногенераторной укомплектованная насосами подачи воды пены пенообразователя баком с пенообразователем V=10 м3;
- блок пожарного инвентаря;
- кольцевой наружный противопожарный водопровод с пожарными гидрантами;
- кольцевой наружный пенопровод с пожарными гидрантами.
Для обеспечения надежности работы противопожарного водопровода в зимнее время предусмотрена постоянная циркуляция воды в кольце одним водяным насосом установленным в противопожарной насосной станции.
Источником противопожарного водоснабжения являются три артезианские скважины (2раб+1рез) оборудованные насосом ЭЦВ 6-10-110.
Пополнение противопожарного запаса воды предусмотрено от артскважин по двум водоводам.
Для подогревателей нефти предусмотрена автоматическая система пенного пожаротушения. Для каждого подогревателя предусмотрено по два пеногенератора ГПС-600 установленных с противоположных сторон аппарата. Струи пены направлены вдоль верхней поверхности подогревателя.
Для тушения технологических резервуаров РВС-2000 предусмотрена стационарная неавтоматическая система пенного пожаротушения с помощью пеногенераторов КНП-5. На каждом резервуаре предусмотрено по три пеногенератора КНП-5 производительностью 5лс каждый. Сухотруб пенного пожаротушения от каждого резервуара подключен к пенному кольцу площадки ЦПС. На врезке в кольцо на каждом направлении установлена электроприводная задвижка.
Заполнение пенного сухотрубного кольца во время пожара осуществляется путем последовательного включения насосов подачи пены пенообразователя и открытия соответствующих электроприводных задвижек в здании противопожарной насосной станции (ПНС).
Для тушения технологических насосных блоков предусмотрена полустационарная система пенного пожаротушения. Насосные блоки оснащены пеногенераторами ГПС-600 и сухотрубами выведенными за пределы насосной для подключения передвижной пожарной техники.
Тушение остальных технологических объектов предусмотрено осуществлять с помощью переносных пеногенераторов ГПС-600 присоединенных с помощью пожарных рукавов к пенным пожарным гидрантам установленным на кольцевой сети пенного пожаротушения.
Охлаждение вертикальных технологических резервуаров РВС-2000 предусмотрено от стационарной системы орошения (перфорированных труб смонтированных по периметру резервуара и соединенных с пожарным кольцом).
Кольца орошения разделены на секции для возможности регулирования подачи воды на охлаждение в зависимости от расположения резервуара в группе.
Внутреннее пожаротушение зданий ЦПС запроектировано от пожарных кранов установленных в металлических шкафчиках заводского изготовления оборудованных льняными противопожарными рукавами длиной 20м ручными пожарными стволами с диаметром спрыска 16 мм.
Для помещений категории А расположенных в здании химлаборатории предусмотрено автоматическое порошковое пожаротушение.
Наружное водяное пожаротушение зданий и сооружений ЦПС предусмотрено осуществлять из пожарных гидрантов установленных на сети противопожарного кольцевого водопровода.
Количество и расположение пожарных гидрантов выбрано исходя из условия тушения любого объекта возгорания не менее чем от двух пожарных гидрантов.
К гидрантам предусмотрен подъезд разворотная площадка. Расстояние от гидрантов до дороги не превышает 25 м.
В качестве пожарных гидрантов предусмотрены стандартные пожарные гидранты надземного типа Г-80.
Для гарантии надежности работы системы противопожарного водоснабжения (предохранения находящейся в трубах воды от замерзания) предусмотрена:
- надземная прокладка трубопроводов в теплоизоляции и электрообогрев в холодное время года;
- принудительная циркуляция воды в системе в период отрицательных температур.
С целью быстрого нахождения противопожарного оборудования предусмотрена установка плоских указателей типового образца по ГОСТ 12.4.009-83 выполненных с использованием флюоресцентных покрытий.
В местах установки пожарных гидрантов предусмотрены световые указатели в соответствии с требованиями п. 12.3.7 СП 5.13130.2009. Световые указатели должны включаться автоматически при срабатывании установок пожаротушения и пожарной сигнализации.
Запуск в работу систем пожаротушения должен производиться в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации систем пожаротушения».
Принципиальная схема работы систем водоснабжения и пожаротушения представлена в Приложении В.
Технологическая схема водоснабжения и пожаротушения совмещенная со схемой автоматизации приведена в Приложении Г.
Источником водоснабжения на площадке ЦПС являются три артезианские скважины (2раб+1рез) оборудованные насосом ЭЦВ 6-10-110.
Для получения воды питьевого качества предусмотрена блочная установка подготовки питьевой воды «Импульс» производительностью 30 м3сут производства НИИВН г. Томск.
Проектируемая схема водоснабжения следующая: вода из артскважин подается на установку подготовки воды «Импульс» (УПВ) и далее поступает в резервуар чистой воды объемом 12 м3 откуда насосами II подъема подается потребителю. Все оборудование подготовки хранения и подачи воды потребителям (РЧВ насосы II подъема) установлено в блоке УПВ.
Для приема бытовых стоков от объектов ЦПС предусмотрено строительство канализационной насосной станции (КНС). Для перекачивания бытовых стоков на очистные сооружения приняты насосы марки «Grundfos» с режущим механизмом с автоматической системой муфт в комплекте с запорной арматурой и приборами КИП производства Германии.
Вывоз бытовых стоков на данном этапе эксплуатации предусмотрен с помощью специализированных автоцистерн на площадку ОБП Тямкинского месторождения. Канализационные очистные сооружения бытовых стоков будут размещаться на смежной площадке проектироваться отдельным проектом.
Схема канализации приведена в Приложении Д.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ РАБОТАЮЩИХ ОТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ
Для безопасного ведения технологического режима и тем самым для защиты работающих от производственных опасностей на ЦПС предусмотрены следующие мероприятия:
- Технологическое оборудование обеспечено контрольно-измерительными приборами (термометрами манометрами уровнемерами расходомерами) предохранительными устройствами (предохранительными клапанами звуковыми и световыми сигналами);
- в местах где возможно воздействие на человека вредных или опасных факторов вывешены предупредительные знаки и надписи;
- с целью предупреждения опасных концентраций паров газов и пыли могущих повлечь за собой взрывы пожары а также острые и хронические отравления обслуживающего персонала весь технологический процесс оборудован системой контроля которая осуществляет непрерывный контроль пожара и газа в рабочих зонах и при необходимости осуществляет подачу сигнала тревоги или отключения технологического оборудования и систем снабжения;
- в блочных помещениях и на технологических площадках предусматривается сигнализация загазованности с установкой газоанализаторов Pol
- во взрывоопасных помещениях устройство световой и звуковой сигнализации о загазованности воздушной среды должно быть предусмотрено как внутри помещения так и снаружи перед входными дверями;
- размещение систем контроля управления должно осуществляться в местах удобных и безопасных для обслуживания. В этих местах должны быть исключены вибрация загрязнение продуктами технологии механические и другие вредные воздействия влияющие на точность надежность и быстродействие систем;
- датчики измерительные преобразователи и сигнализаторы размещаемые на открытых площадках устанавливаются в защитных кожухах с электрообогревателями.
В целях систематического контроля за состоянием воздушной среды на ЦПС согласно требованиям инструкции «Отбор и анализ проб в производственных помещениях для санитарной оценки воздушной среды» должен быть утвержден «План-график контроля за состоянием воздушной среды в производственных помещениях».
Перечень газоопасных мест а также график отбора проб и проведение анализов должны утверждаться руководителем ЦПС по согласованию с органами санитарного надзора.
Результаты анализов воздушной среды заносятся в специальные журналы. Результаты анализов превышающие предельно допустимые концентрации паров и газов должны сообщаться начальнику установки. При обнаружении опасных концентраций следует сообщать главному инженеру а в ночное время – начальнику РИТС или ЦИТС.
Приборы для производства газового анализа (газоанализаторы индикаторы) должны проходить периодическую проверку согласно инструкциям заводов-изготовителей и иметь свидетельства аттестаты или оттиски клейм выдаваемых или наносимых при этих проверках местными органами комитета стандартов или лабораториями имеющими право на проведение данных проверок.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА
1. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях
В процессе работы оборудования на ЦПС возникает необходимость проведения профилактических и ремонтных работ связанных с разгерметизацией оборудования и трубопроводной обвязки. При этом несмотря на принимаемые меры (инвентарь поддоны и др.) возможны проливы жидкости. Проливы продукции и химреагентов при ремонтных и регламентных работах на технологическом оборудовании происходят на бетонированные и обордюренные площадки что обеспечивает возможность удержания загрязняющих веществ в пределах площадки с последующим их сбором в систему производственно-дренажной канализации.
При случайном или аварийном разливе химический реагент рекомендуется смешать с большим количеством песка вывести на полигон отходов производства для утилизации и уничтожить сжиганием а место разлива необходимо промыть струей воды. Люди занятые сжиганием химического реагента должны пользоваться противогазами или аппаратами автономного дыхания.
Аварийные работы связанные с ликвидацией разливов нефти или газового конденсата находящихся за пределами бетонированных площадок включают в себя следующие основные этапы работ:
- первичный осмотр места аварии для определения объемов характера и порядка необходимых работ;
- ликвидация источника аварийного разлива;
- доставка технических средств к месту разлива;
- локализация выброса включающая в себя оконтуривание загрязнения путем создания заградительных борозд траншей или грунтовых обваловок с устройством защитных экранов предотвращающих пропитку грунта разлившейся жидкостью;
- максимально возможный механический сбор жидкости с рельефа.
Работы по восстановлению продуктивности земель загрязненных нефтью должны выполняться согласно техническому документу «Технология рекультивации нефтезагрязненных земель» имеющему положительное заключение государственной экологической экспертизы.
2. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих тушения возможных загораний
Площадка ЦПС оснащена первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями Правил противопожарного режима (ППР).
В районе технологических объектов предусмотрены пожарные щиты типа ЩП-В с порошковым огнетушителем ОП-10 ящиком с песком объемом 05 м3 и прочим пожарным инвентарем в соответствии с требованиями прил. 5 ППР.
В районе электротехнических объектов установлены пожарные щиты типа ЩП-Е с углекислотным огнетушителем ОУ-10.
В районе административно-бытовых общественных зданий предусмотрены щиты типа ЩП-А с порошковым огнетушителем ОП-10 в комплектации согласно прил. 5 ППР обеспечивающие тушение пожаров класса А.
Комплектации пожарных щитов
Наименование первичных средств
Нормы комплектации в зависимости от типа пожарного щита и класса пожара
Огнетушитель порошковый ОП-10
Огнетушитель углекислотный ОУ-10
Крюк с деревянной рукояткой
Комплект для резки электропроводов: (ножницы диэлектрические боты и коврик
Ящик с песком объемом 05 м3
3. Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации
Электростатические разряды возникающие в условиях взрывоопасной среды могут привести к взрывам и пожарам а возникновение высоких потенциалов представляет опасность для жизни обслуживающего персонала. Заряды статического электричества образуются при движении нефтесодержащих жидкостей и газов по трубопроводам при заполнении или освобождении резервуаров и других операциях.
Занос высокого потенциала по трубопроводам строительным и технологическим металлоконструкциям может произойти в результате грозовой деятельности или в результате токовых утечек при нарушении изоляции электрооборудования или кабелей.
В соответствии с требованиями РД 39-22-113-78 для защиты от накопления зарядов статического электричества на оборудовании на теле человека и на перекачиваемых веществах должен предусматриваться отвод зарядов путем заземления корпусов оборудования и коммуникаций а также обеспечение постоянного электрического контакта нефти и тела человека с заземлением.
Для постоянного отвода зарядов статического электричества металлическое и электропроводное неметаллическое оборудование и трубопроводы должны представлять собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь которая в пределах взрывоопасной должна быть присоединена к заземляющему устройству не менее чем в двух точках. Сопротивление заземляющего устройства предназначенного для стекания статических зарядов не должно превышать 100 Ом.
Занос высокого потенциала может произойти при грозовой деятельности или в результате токовых утечек из электрической сети. Прямые разряды молнии могут вызвать поражения людей при их соприкосновении с элементами устройств грозозащиты в момент разряда молнии или при нахождении в непосредственной близости от заземлителей молниеотводов. Для защиты от заноса высокого потенциала при ударе молнии все взрыво- и пожароопасные сооружения включая пространство над газоотводными трубами емкостей здания со степенью огнестойкости III IV должны быть обеспечены молниезащитой в соответствии с проектной документацией. Для защиты от токовых утечек технологические и строительные металлоконструкции и трубопроводы должны быть включены в систему уравнивания потенциалов. Для защиты оборудования КИПиА и связи от импульсных перенапряжений в щитах НКУ на линиях питания этого оборудования должны быть установлены ограничители перенапряжений.
Система молниезащиты состоит из молниеприемников токоотводов и заземляющих устройств. В качестве молниеприемников на площадке ЦПС используются молниеотводы установленные на прожекторных мачтах в качестве токоотводов – специально предусмотренные проводники и строительные металлоконструкции сооружений в качестве заземляющих устройств – искусственные заземлители. Систему молниезащиты нужно постоянно проверять и поддерживать в рабочем состоянии.
Для предотвращения опасных искровых разрядов накапливающихся на теле человека находящегося во взрывоопасной зоне должна быть обеспечена электростатическая проводимость обуви и пола на котором находится человек. Поэтому запрещается проводить какие бы то ни было работы во взрывоопасной зоне если человек находится на диэлектрическом основании подставке или не имеет электрического контакта с заземлением.
4. Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования
Для безопасного удаления продуктов производства из технологического оборудования для сбора нефтяных утечек служит система закрытых дренажей состоящая из дренажных емкостей и системы трубопроводов проложенных с уклоном в сторону подземных емкостей.
Для сбора дренажей с аппаратов предназначена емкость ЕП-1 объемом 40 м3 ЕПП 40-2400-2-3 ТУ 26-18-34-89 с 2-мя насосами НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 с эл.дв. ВА 200 М2 (IExdIIBT4). Откачка из емкости осуществляется на прием сепараторов С-11 С-12 в автоматическом режиме двумя насосами: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Для сбора утечек через уплотнения насосов и дренажей от узла учета нефти ОУУН предназначена емкость ЕП-2 объемом 16 м3 ЕПП 16-2000-1-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5050-30-УХЛ2 с эл.дв. ВА 160 М2 (IExdIIBT4). Откачка из емкости производится на прием КСУ С-21 С-22 в автоматическом режиме: включение насоса по достижению верхнего уровня и отключение - по нижнему уровню.
Дренаж установки нефтеналива в автоцистерны АСН-1 производится в дренажно-канализационную емкость ЕП-9 объемом 40 м3 ЕПП 40-2400-2-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5080-37-УХЛ2 с эл.дв. ВА 200 М2 (IExdIIBT4) для откачки на вход сепараторов второй ступени сепарации С-312.
Аварийный сброс нефти от подогревателей П-12 предусматривается в емкость аварийную ЕА объемом 40 м3 типа ЕПП 40-2400-2-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5080-37-УХЛ2 с эл.дв. ВА 200 М2 (IExdIIBT4) с последующей откачкой на вход сепараторов I ступени сепарации С-11 С-12.
Слив теплоносителя от подогревателей нефти производится в емкость для слива промежуточного теплоносителя ЕП-11 объемом 40 м3 типа ЕПП 40-2400-2-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5080-37-УХЛ2 с эл.дв. ВА 200 М2 (IExdIIBT4) с последующей откачкой на прием установки подготовки пластовой воды.
Сбор дренажа от пробоотборных устройств резервуаров предусмотрен в емкость дренажно-канализационную ЕП-10 объемом 16 м3 ЕПП 16-2000-1-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5050-30-УХЛ2 с эл.дв. ВА 160 М2 (IExdIIBT4) откачка из емкости на вход установки подготовки пластовой воды.
Дренаж из отстойников ОВ-1 ОВ-2 из аппаратов глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2 и сепараторов - дегазаторов СД-1 СД-2 сбрасывается в подземную дренажную емкость ЕП-3 объемом 40 м3 типа ЕПП 40-2400-2-3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5080-37-УХЛ2 с эл.дв. ВА 200 М2 (IExdIIBT4) шлам - в амбар шлама. Откачка из емкости производится на прием отстойников пластовой воды ОВ-1 ОВ-2.
Работы с химическими реагентами необходимо выполнять в противогазе прорезиненном фартуке резиновых перчатках и сапогах а также в предохранительных очках. Переливать химреагент необходимо закрытым способом применяя герметичные трубопроводы шланги сливные приспособления и насосы при работе приточно-вытяжной вентиляции. Пролитый химреагент должен быть немедленно смыт большим количеством воды или засыпан песком а затем вывезен с площадки.
5. Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов их ответственных узлов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем
Основными опасностями технологического оборудования и трубопроводов являются:
- высокое давление в трубопроводах и аппаратах;
- применение в процессе легковоспламеняющихся жидкостей и горючих газов обладающих токсичными свойствами;
- применение в процессе реагентов обладающих токсичными свойствами (деэмульгатор ингибиторы коррозии солеотложения);
- поражение электрическим током;
Для предупреждения аварийной разгерметизации технологического оборудования и трубопроводов обслуживающий персонал должен выполнять следующие условия:
Все технологическое оборудование работающее под давлением выше 007 МПа должно эксплуатироваться в соответствии с установленным порядком.
К обслуживанию технологического оборудования работающего под давлением выше 007 МПа допускаются лица не моложе 18 лет прошедшие медицинское освидетельствование обученные по соответствующей программе аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сосудов.
Технологическое оборудование работающее под давлением должно быть немедленно остановлено в случаях:
если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается несмотря на меры принятые персоналом;
при выявлении неисправности предохранительных клапанов;
при обнаружении в сосуде неплотностей выпучин разрыва прокладок;
при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;
при выходе из строя всех указателей уровня жидкости;
при возникновении пожара непосредственно угрожающего сосуду находящемуся под давлением.
Показания контрольно-измерительных приборов находящихся на щите в операторной (давление температура и т.д.) должны периодически проверяться дублирующими приборами установленными непосредственно на аппаратах.
Запрещается эксплуатация технологического оборудования при неисправных предохранительных клапанах отключающих и регулирующих устройствах при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
Исправность запорной арматуры установленной на технологическом оборудовании должна периодически проверяться в соответствии с утвержденным графиком.
Ревизия контрольно-измерительных приборов а также блокировочных и сигнализирующих устройств должна проводиться по графикам составленным в установленном порядке и утвержденным руководителем ЦПС.
Резервный насос всегда должен находиться в постоянной готовности к пуску для отключения его от всасывающего и нагнетательного коллекторов следует использовать только задвижки применение для указанной цели заглушек запрещается.
Дренирование жидкости из технологического оборудования должно производиться только по герметичной закрытой дренажной системе до полного слива токсичных жидкостей в дренажную емкость.
Вытеснение остатков токсичной среды в дренажную систему необходимо осуществлять с помощью подачи пара от передвижных установок.
В случае разгерметизации установок содержащих метанольные соединения (реагенты: деэмульгатор ингибиторы коррозии солеотложения) работы по устранению аварий должны проводиться персоналом в специальной защитной экипировке куда входят:
- промышленный противогаз малого габарита ПФМ-1 с универсальным защитным патроном ПЗУ;
- автономный защитный индивидуальный комплект с принудительной подачей в зону дыхания очищенного воздуха;
- очки или щиток для защиты глаз от брызг агрессивных химических веществ;
- костюм защитный мужской или халат в комплекте с фартуком и нарукавниками из прорезиненной ткани или полимерных материалов стойких к действию продукта;
- защитные перчатки из ПВХ нитрила или неопрена;
- сапоги резиновые формовые.
На ЦПС в период эксплуатации следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов фланцевых соединений арматуры) антикоррозионной защиты и изоляции дренажных устройств компенсаторов опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.
Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.
При периодическом контроле следует проверять:
- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа;
- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
- полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию эксплуатации и ремонту трубопроводов.
На ЦПС могут быть использованы меры поддержания надежности трубопроводов. Эти меры могут быть сгруппированы в следующие группы:
Текущий и капитальный ремонт трубопроводов включая элементы:
- применение более совершенных методов и технических средств ремонта;
- применение металла труб повышенного качества;
- применение более совершенных изоляционных материалов;
- применение более совершенных методов контроля качества ремонта.
Техническое обслуживание и эксплуатация трубопроводов включая элементы:
- поддержание оптимальных технологических режимов эксплуатации трубопроводов;
- проведение диагностирования трубопроводов.
6. Безопасность эксплуатации факельной системы
В организациях эксплуатирующих факельные системы должны быть составлены и утверждены инструкции по их безопасной эксплуатации.
Для контроля за работой факельных систем руководитель организации утверждает ответственных лиц из числа инженерно-технических работников прошедших проверку знаний по устройству и безопасной эксплуатации факельных систем.
К обслуживанию и эксплуатации факельной установки могут быть допущены лица не моложе 18 лет.
Розжиг факела производит в составе не менее двух лиц в присутствии ответственного лица за безопасную эксплуатацию факельной системы.
Для отделения выпадающей в факельных трубопроводах капельной жидкости и твердых частиц предусматриваются сепараторы. Для сепараторов СФ-11 СФ-12 устанавливаются байпасные линии с системой сблокированных задвижек «закрыто-открыто» и быстросъемными заглушками обеспечивающими постоянный проток газа и возможность чистки сепаратора. Одновременно для обеспечения мер безопасности исключающих закрытие задвижки на входе в сепаратор во время работы и повышение давления по линии факела высокого давления предусматривается снятие штурвала запорной арматуры положение штурвала в горизонтальном положении опломбирование запорной арматуры установка на ней специальных кожухов. По линии факела высокого давления установлен датчик давления с выводом на АРМ.
Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси предусматривается непрерывная подача продувочного газа в факельный коллектор.
В качестве продувочного газа используется попутный газ.
Перед каждым пуском факельная система продувается паром или газом чтобы содержание кислорода у основания факельного стояка было не более 25% от нижнего предела взрываемости проверена степень загазованности у пульта зажигания и устройств сбора и откачки конденсата с помощью переносных газоанализаторов специально обученным персоналом.
Перед проведением ремонтных работ факельная система отсоединяется стандартными заглушками и продувается инертным газом (азотом).
Факельный ствол сепараторы СФ-11 СФ-12 оснащены устройствами для отбора проб.
Факельная установка оснащена первичными средствами пожаротушения.
Пожарный щит расположенный на площадке узла сбора конденсата предназначен для размещения первичных средств пожаротушения немеханизированного инструмента и пожарного инвентаря (огнетушитель лом пожарный ведро лопата ящик с песком и бочка для хранения воды).
В зоне ограждения (обвалования) факельного ствола а так же на площадке узла сбора конденсата запрещается находиться лицам не связанным с обслуживанием факельных систем.
Световое ограждение факельного ствола определяется «Правилами маркировки и светоограждения высотных препятствий».
Курить на территории факельной установки запрещается.
7. Оценка технического состояния внутриплощадочных технологических трубопроводов и факельных газопроводов
Оценка технического состояния технологических трубопроводов (нефтепроводов газопроводов конденсатопроводов дренажных трубопроводов и факельных газопроводов) производится в период всего срока эксплуатации трубопроводов и содержит требования к проведению контроля технического состояния технологических трубопроводов с целью предупреждения аварий инцидентов на трубопроводах обеспечения надежности взрывопожаробезопасности и охраны окружающей среды.
Оценка технического состояния арматуры (запорно-регулирующей предохранительной) производится совместно с технологическими трубопроводами.
Оценка технического состояния технологических трубопроводов включает в себя следующие контрольные мероприятия:
постоянный контроль;
периодический контроль технологических трубопроводов;
первая выборочная ревизия технологических трубопроводов;
периодическая ревизия технологических трубопроводов;
техническое диагностирование;
испытания на прочность плотность и герметичность;
экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ).
Периодичность проведения контрольных мероприятий устанавливается в зависимости от условий эксплуатации но должна быть не реже приведенной в таблице .
В соответствии с табл. 10.1 периодичность проведения контрольных мероприятий устанавливается:
для периодического контроля – в зависимости от категории трубопровода;
для периодической ревизии – в зависимости от категории трубопровода и скорости коррозии иили эрозии стенки трубопровода;
для технического диагностирования – в соответствии с оценкой риска;
для гидравлических испытаний на прочность и плотность – при проведении каждой второй периодической ревизии но не реже одного раза в 8 лет а также при проведении экспертизы промышленной безопасности и после ремонтов (реконструкций) с применением огневых работ (сварки);
для испытаний на герметичность – дополнительно к гидравлическим испытаниям на прочность и плотность для трубопроводов гр.АБ I – III категорий;
для экспертизы промышленной безопасности – по истечении нормативного срока эксплуатации по требованию органов Ростехнадзора или при превышении расчетных параметров эксплуатации.
Таблица 10.1 – Периодичность проведения контрольных мероприятий
Виды контрольных мероприятий
Категории трубопроводов и сроки проведения работ
В течение каждой рабочей смены
Периодический контроль
Не реже 1 раза в три месяца
Не реже 1 раза в шесть месяцев
Первая выборочная ревизия
Не позднее чем через 1 год после ввода трубопровода в эксплуатацию
Периодическая ревизия
- при скорости коррозии и (или) эрозии более 05 ммгод
Не реже 1 раза в год
Не реже одного раза в 3 года
- при скорости коррозии и (или) эрозии 01-05 ммгод
Не реже 1 раза в 2 года
Не реже 1 раза в 3 года
Не реже одного раза в 6 лет
- при скорости коррозии и (или) эрозии до 01 ммгод
Не реже одного раза в 4 года
Не реже одного раза в 8 лет
Техническое диагностирование
В соответствии с оценкой риска:
- очень высокий – 1 раз в год;
- высокий – 1 раз в два года;
- средний – 1 раз в четыре года;
- низкий – 1 раз в 8 лет.
Испытания на прочность и плотность
При проведении каждой второй периодической ревизии но не реже одного раза в 8 лет а также при проведении экспертизы пром. безопасности и после ремонтов (реконструкций) с применением огневых работ (сварки)
Испытания на герметичность
Дополнительно к испытаниям на прочность и плотность
Экспертиза промышленной безопасности
По истечении нормативного срока эксплуатации.
По требованию органов Ростехнадзора.
При превышении расчетных параметров эксплуатации
В течение всего срока эксплуатации производится постоянный контроль за техническим состоянием технологического трубопровода и его элементов (сварных швов фланцевых соединений арматуры дренажных устройств опорных конструкций и т.д.) параметров технологического процесса (давление температура расход и т.д.).
Контроль производится оператором установки в течение каждой рабочей смены путем наружного осмотра.
Результаты контроля заносятся в вахтовый журнал.
Периодический контроль производится наружным осмотром а при необходимости проверка технического состояния технологических трубопроводов и их элементов в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа нагруженных сечений и т.п. производится методами неразрушающего контроля.
Результаты периодического контроля оформляются актом.
Акты хранятся совместно с паспортом технологических трубопроводов.
8. Ревизия технологических трубопроводов
Для вновь вводимых технологических трубопроводов первая ревизия проводится не позднее чем через 1 год. Первая выборочная ревизия производится в объемах технического диагностирования.
В объеме первой выборочной ревизии определяются и фиксируются контрольные сечения и точки на них для проведения толщинометрии при последующих периодических ревизиях с целью определения скорости общей (равномерной) коррозии.
Контрольные сечения выбираются на наиболее опасных участках (местах):
где возможно скопление влаги веществ вызывающих коррозию (застойные зоны – тупиковые и временно не работающие участки);
где изменяется направление потока (колена тройники врезки места сужения трубопровода дренажи);
с механическими повреждениями;
перед арматурой и после нее;
c интенсивным намоканием теплоизоляции или подтоплением трубопровода;
на прямолинейных участках – одного контрольного сечения на каждые 30 метров трубопровода. Количество контрольных сечений принимается не менее трех на технологическом трубопроводе;
на тройниках отводах переходах и заглушках – одного контрольного сечения на деталь.
При периодической ревизии производится:
наружный осмотр в объеме периодического контроля.
ультрозвуковая толщинометрия (УЗТ). не менее чем в 6 фиксированных точках каждого контрольного сечения. При проведении в контрольном сечении УЗТ производится частичное или полное удаление теплоизоляции с последующим восстановлением;
на факельных линиях при наличии фланцевых соединений производится их обмыливание.
Первая ревизия производится экспертными организациями или специалистами.
Периодические ревизии производятся инженерно-техническими работниками ответственными за безопасную эксплуатацию и исправное состояние технологических трубопроводов.
По результатам первой ревизии составляется заключение.
После проведения периодических ревизий составляются акты к которым прикладываются протоколы и заключения о проведенных проверках
Результаты ревизий заносятся в паспорт трубопровода. Заключения акты и другие документы прикладываются к паспорту технологических трубопроводов.
9. Техническое диагностирование
Техническое диагностирование технологических трубопроводов производится с целью определения их технического состояния методами неразрушающего контроля правильности ведения технической документации предупреждения отказов путем своевременного устранения обнаруженных дефектов определения возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах а также определения остаточного ресурса.
10. Нормативные сроки эксплуатации технологических трубопроводов
Нормативные сроки эксплуатации технологических трубопроводов устанавливаются проектом. Для технологических трубопроводов проектной организацией устанавливаются расчетные и назначенные сроки эксплуатации.
Окончание нормативных сроков эксплуатации не является основанием для вывода технологических трубопроводов из эксплуатации. Вывод их из эксплуатации и последующее списание производится на основе результатов технического диагностирования или экспертизы промышленной безопасности при опасности перехода технологических трубопроводов в предельное состояние.
11. Рекомендуемый перечень средств контроля и измерений
Рекомендуемый перечень средств контроля и измерений представлен в табл. 10.2.
Таблица 10.2 – Рекомендуемый перечень средств контроля и измерений
Тип прибора инструмента
Технические характеристики
Обязательные приборы и инструменты (минимальный набор)
Приборы для визуально- измерительного контроля
Визуальное обнаружение и контроль поверхностных дефектов
- лупы измерительные по ГОСТ 25706;
- линейки измерительные металлические по ГОСТ 427;
- угольники поверочные 90° лекальные по ГОСТ 3749;
- штангенциркули по ГОСТ 166 и штангенрейсмасы по ГОСТ 164;
- измерители глубины язвы;
- угломеры с нониусом по ГОСТ 5378;
- стенкомеры и толщиномеры индикаторные по ГОСТ 11358;
- микрометры по ГОСТ 6507;
- нутромеры метрические по ГОСТ 10 и индикаторные по ГОСТ 868;
- шаблоны в том числе универсальные (например типа УШС по ТУ 102.338-83).
Ультразвуковые толщиномеры в том числе сканирующие
Измерение толщины изделий из конструк-ционных металлических сплавов при односто-роннем доступе к ним
Диапазон измеряемых толщин мм –
Ультразвуковые дефектоскопы
Поиск внутренних дефектов в сварных соединениях и основном металле
Обнаружение поверхностных и под
поверхностных трещин.
ОТХОДЫ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ СТОЧНЫЕ ВОДЫ ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ ПЕРЕРАБОТКИ
Технологические процессы связанные с подготовкой нефти сопровождаются загрязнением атмосферного воздуха почвы поверхностных и подземных вод образованием отходов производства и потребления.
Основным компонентом загрязнения является нефть и сопутствующие ей продукты: попутный газ газовый конденсат пластовая вода химреагенты (ингибиторы коррозии и солеотложений деэмульгатор). Большая часть выделяемых загрязняющих веществ (ЗВ) поступает в атмосферу.
При эксплуатации объектов ЦПС Тямкинского месторождения источниками загрязнения атмосферного воздуха являются следующие сооружения:
Оперативный узел учета нефти в составе: блок измерительных линий и измерения показателей качества нефти блок ТПУ блок подключения передвижной ПУ (эксплуатация оборудования предусматривается во второй очереди ЦПС);
Электронасос шурфовый погружной УЭЦН-1000-2000 с элдв. ПЭД – 2 шт.;
Блок дозирования ингибитора коррозии с дозировочными насосами НД 10100 – 2 шт.;
Блок дозирования деэмульгатора с дозировочными насосами НД 10100 – 1 шт.;
Блок дозирования ингибитора солеотложений с дозировочными насосами НД 1663 – 1 шт.;
Емкость для хранения деэмульгатора V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 – 1 шт.;
Емкость для хранения ингибитора коррозии V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 – 2 шт.;
Емкость для хранения ингибитора солеотложений V=4 м3 ТУ 26-18-35-89 – 1 шт.
Емкость дренажная V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с двумя насосами откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 2 шт.;
Емкость канализационная V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-40-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажная V=16 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мн-Е-5050-30-УХЛ2 – 1 шт;
Блок насосный откачки конденсата с 2-мя насосами АСЦЛ-2024 Г – 2 шт.;
Емкость дренажно-канализационная V=125 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2 – 1 шт;
Емкость аварийная V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость для слива промежуточного теплоносителя V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажно-канализационная V=40 м3 ТУ 26-18-35-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость уловленной нефти V=40 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом откачки НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2 – 1 шт.;
Емкость дренажно-канализационная V=16 м3 ТУ 26-18-34-89 с насосом НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2 – 1 шт.;
Внутриплощадочные трубопроводы.
Загрязнение атмосферы происходит за счет испарения углеводородов через неподвижные уплотнения фланцевых соединений и запорно-регулирующей арматуры вследствие нарушения их герметичности воздуховоды емкостей и блочных установок а также при сжигании попутного газа на факельной установке.
При сжигании попутного газа в составе отходящих дымовых газов в атмосферу поступают продукты неполного сгорания топлива: оксиды азота углерода сажа метан бенз(а)пирен.
Через воздуховоды емкостей и блочных установок неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений в атмосферу поступают предельные и ароматические углеводороды пары спиртов.
Основным источником загрязнения атмосферы является факельная установка.
Вещества поступающие в атмосферу от источников загрязнения атмосферы относятся к 1-4 классам экологической опасности. В таблице 11.1 приведен перечень загрязняющих веществ выбрасываемых в атмосферу при эксплуатации объектов ЦПС и нормативы предельно-допустимых концентраций в атмосферном воздухе (ПДК м.р.).
Таблица 11.1 – Выбросы ЗВ в атмосферу
Наименование выброса
Количество образования выбросов по видам тгод
Условие (метод) ликвидации обезврежива-ния утилизации
Перио-дичность выбросов
Установлен-ная норма содержания загрязнений в выбросах мгм3
Азота диоксид (Азот (IV) оксид)
Рассеивание в атмосфере
Азот (II) оксид (Азота оксид)
Углерод черный (Сажа)
Сера диоксид (Ангидрид сер- нистый)
Пентилены (Амилены-смесь изомеров)
Диметилбензол (Ксилол) (с- месь изомеров о- м- п-)
Метилбензол (Толуол)
Бенз(а)пирен (34-Бензпирен)
Метанол (Метиловый спирт)
Этанол (Спирт этиловый)
Гидроксибензол (Фенол)
Бензин (нефтяной малосернистый)
Примечание: * - значения суммарных выбросов от площадки ЦПС приведены без учета выбросов от буферной емкости.
Выбросы ЗВ в атмосферу рассчитаны исходя из условия отсутствия внешнего транспорта газа (в перспективе предполагается транспортировать газ на ГТЭС).
Производственный контроль за источниками выбросов ЗВ в атмосферу осуществляется экологической службой предприятия или специализированными подразделениями в соответствии с требованиями руководства по контролю РД 52.04.186-89 (Руководство по контролю загрязнения атмосферы – Москва 1991). Для определения количественных и качественных характеристик выбросов ЗВ в атмосферу используются следующие методы:
- инструментальный метод основанный на применении автоматических газоанализаторов непрерывно измеряющих концентрации загрязняющих веществ в выбросах контролируемых источников;
- инструментально-лабораторный метод основанный на отборе проб отходящих газов из контролируемых источников с последующим их анализом в химических лабораториях и на автоматических приборах.
- расчетный метод основанный на определении массы выбросов ЗВ по данным о составе и качестве исходного сырья технологическом режиме количестве готовой продукции.
Периодичность контроля определяется исходя из категории опасности источников загрязнения атмосферы.
категория - 1 раз в квартал;
категория - 2 раза в год;
категория - 1 раз в год;
категория - 1 раз в 5 лет.
Расчет категории опасности источников загрязнения атмосферы выполнен в соответствии с «Методическим пособием по расчету нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух». В табл. 11.2 приведен расчет категории опасности основных источников загрязнения атмосферы. Для остальных источников загрязнения атмосферы предлагается периодичность контроля 1 раз в год.
Таблица 11.2 – Расчет Фkj и Qkj и определение категории источников загрязнения атмосферы
установка в составе:
Сепараторы 1 ст.-2 ед.
Сепаратор КСУ -2 ед.
В процессе эксплуатации оборудования ЦПС возникает необходимость проведения профилактических и ремонтных работ связанных с разгерметизацией оборудования и трубопроводной обвязки. При этом несмотря на принимаемые меры (инвентарь поддоны и др.) возможны проливы жидкости. Возможные проливы нефти и химреагентов при ремонтных и регламентных работах на технологическом оборудовании происходят на бетонированные и обордюренные площадки что обеспечивает возможность удержания загрязняющих веществ в пределах площадки с последующим их сбором в систему производственно-дождевой канализации.
Производственно-дождевая канализация состоит из системы дождеприемных колодцев емкостей по сбору стоков и насосов по откачке производственно-дождевых стоков.
Откачка производственно-дождевых сточных вод из емкостей осуществляется на сооружения очистки пластовой воды где они проходят совместную очистку с пластовой водой. После очистки все сточные воды закачиваются в систему ППД.
Бытовые стоки от блока операторной собираются в колодец-выгреб объемом 2 м3. По мере наполнения выгреба стоки вывозятся на очистные сооружения бытовых стоков ОБП Тямкинского месторождения.
В целях предупреждения загрязнения воздушного бассейна почвы поверхностных и подземных вод предусматриваются следующие технические решения и мероприятия:
система сбора подготовки и транспорта нефти полностью герметизирована;
сварные стыки участков трубопроводов всех категорий подлежат 100% контролю физическими методами;
испытание трубопроводов на прочность и проверка на герметичность;
высота факельных стояков определена исходя из условий лучшего рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере;
для исключения попадания газового конденсата на факельную установку на газопроводах низкого и высокого давления устанавливается узел сбора конденсата;
на открытых площадках где возможно образование взрывоопасных смесей предусматривается контроль загазованности;
надземная прокладка трубопроводов обеспечивающая хорошие условия для наблюдения за трубопроводами своевременного обнаружения аварий и их устранения;
использование химических реагентов (ингибитор коррозии) для защиты трубопроводов от внутренней коррозии;
все аппараты где возможно повышение давления свыше рабочего снабжены предохранительными клапанами.
для сокращения утечек от уплотнений насосов предусмотрены двойные торцевые уплотнения;
сбор утечек от технологического оборудования и трубопроводов в закрытые дренажные ёмкости;
сбор сточных и дождевых вод с открытых технологических площадок в канализационные дренажные ёмкости с последующей очисткой.
Неотъемлемой составной частью технологических процессов является образование сбор накопление хранение и переработка отходов производства и потребления.
Основным видом отходов при эксплуатации ЦПС является нефтешлам образующийся в виде осадков накапливающихся на дне и стенках оборудования. В составе нефтешлама присутствуют взвешенные вещества асфальтены и соле-парафиновые отложения представляющие вязкую плотную массу и жидкие устойчивые эмульсии.
Все отходы образующиеся в процессе эксплуатации оборудования ЦПС подлежат обязательной утилизации. Накопление отходов допускается в строго отведенных местах временного хранения отходов оборудованных в соответствии с природоохранными требованиями в зависимости от класса опасности и физико-химической характеристики отходов.
Перечень отходов образующихся при эксплуатации сооружений первой очереди способы их временного хранения и утилизации приведены в табл. 11.3.
Таблица 11.3 – Перечень отходов и способы их утилизации
Способ временного хранения
Шлам очистки трубопроводов и емкостей от нефти и нефтепродуктов
Шламовый амбар на площадке ЦПС
Обтирочный материал загрязненный маслами (содержание масел менее 15%)
Мусор от бытовых помещений органи-заций несортирован-ный (исключая крупногабаритный)
Мусорный контейнер на асфальтированной площадке
Отходы (осадки) выг-ребных ям и хозяйст-венно-бытовые стоки
приемный резервуар канализационной насосной станции
очистные сооружения бытовых стоков на ОБП Тямкинского месторождения
Ртутные лампы люминесцентные ртуть содержащие трубки отработанные и брак
Передача специализированному предприятию по договору
*Код отхода определен согласно «Федеральному классификационному каталогу отходов» утв. Приказом МПР России от 02.12.2002 г. №786 и «Дополнениям к Федеральному классификационному каталогу отходов» утв. Приказом МПР России от 30.07.2003 г. №663. Последняя цифра кода обозначает класс опасности отхода.
Все места временного хранения отходов образующихся на предприятии должны подвергаться контролю с учётом физико-химических свойств отходов.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РЕГУЛИРУЮЩИХ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ
На ЦПС Тямкинского месторождения применено сертифицированное оборудование механизмы материалы имеющие соответствующую техническую документацию а также разрешения Ростехнадзора на применение в нефтяной и газовой промышленности.
Таблица 12.1 – Краткая характеристика технологического оборудования ЦПС
Наименование оборудования (тип наименование аппарата назначение и т.п.)
Номер позиции по схеме индекс
Методы защиты металла оборудования от коррозии (заполняется при необходимости)
Техническая характеристика
Устройство предварительного отбора газа
Внутреннее антикоррозионное покрытие согласно стандарту ТНК-ВР
Сепаратор нефтегазовый
(первая ступень сепарации со сбросом воды
ТУ 8351-094-00217298-97
(концевая ступень сепарации)
ТУ 8351-076-00217298-96
ТУ 3683-101-00217298-98
Насосная внешней перекачки нефти в блочном исполнении
с насосом ЦНСнА 60-330
с эл.дв. ВАО2-280S2 (IExdIIBТ4)
с насосами ЦНСнА 105-441
с с эл.дв. ВАО2-450LM2 (IExdIIBТ4)
Оперативный узел учета нефти в блочном исполнении
- блок измерительных линий
- блок измерения показателей качества нефти;
Блок ТПУ на базе ТПУ «Sm
Блок подключения передвижной ПУ
Насосная внутренней перекачки нефти
в блочном исполнении НПС2.00.000
с насосами ЦНСнА 105-98
с эл.дв.2ВР-250S2 (IExdIIBТ4)
Внутреннее антикоррозионное покрытие согласно стандарта ТНК-ВР
Газосепаратор сетчатый
ТУ 8351-099-00217298-98
Подогреватель нефти
Qжидк.=937 3044 тсут
НВ-Мв-Е-5080-37-УХЛ2
ТУ 3617-141-00217298-2001
Аппарат глубокой очистки воды АГОВ-501
Емкость уловленной нефти
Резервуар нефти РВС-2000
Сепаратор нефтегазовый трехфазный ТФСК-Г
Емкость дренажно-канализационная
НВ-Мв-Е-5080-30-УХЛ2
Стояк налива нефти (без насоса)
АСН-12ВГ модуль Ду 100 (0-CMF) ХЛ2
Емкость подземная горизонтальная
Электронасос шурфовый погружной
Блок дозирования реагентов
с 2-мя дозировочными насосами
НД 10100 (1раб.+1рез.)
с эл.дв. АИР-63-А4У3
с насосом шестеренным НМШ 5-25-44Б-1У с эл.дв. АИР90L4
Емкость для хранения деэмульгатора
Емкость для хранения ингибитора коррозии
Емкость для хранения ингибитора солеотложений
Емкость канализационная
НВ-Мв-Е-5080-40-УХЛ2
с эл.дв. ВА200М2 (IExdIIBT4)
НВ-Мн-Е-5050-30-УХЛ2
эл.дв. ВА 160 М2 (IExdIIBT4)
Факел высокого давления СФНР-300
Факел низкого давления СФНР-300
Газорегуляторный пункт
Газосепаратор факельный ГСФ-06-1400-2-И
(ТУ 8351-100-00217298-98)
Блок насосный откачки конденсата с 2-мя насосами АСЦЛ-2024Г
с эл.дв. ВАО-71-4 (IExdIIBT4)
эл.дв. ВА 180 М2 (IExdIIBT4)
Таблица 12.2 – Краткая характеристика регулирующих клапанов
Место установки клапана
На трубопроводе выхода нефти из сепараторов С-11 С-12
Поддерживают уровень раздела фаз «нефть-газ» в нужных пределах в
Клапан регулирующий конструкции RP 72.4 c электроприводом AUMA SAREхC07.5GS63.3AMEхC01.1
во взрывозащищенном исполнении (EEхedIICT4) мощностью N=90 Вт
с комплектом ответных фланцев крепежными изделиями
Ду=100 мм Ру=40 МПа
величина Kvs=225 материал корпуса WN 10619
На линии пластовой воды после сепараторов С-11 С-12
Поддерживают уровень раздела фаз «нефть-вода» в С-11 С-12
величина Kvs=105 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе выхода нефти из сепараторов С-31 С-32
Поддерживают уровень раздела фаз «нефть-вода» в С-31 С-32
Клапан регулирующий конструкции BF BR14b c электроприводом AUMA SAREхC 07.1GS 50.3AMEхC 01.1 во взрывозащищенном исполнении (EExedIICT4) мощностью N=90 Вт
с комплектом ответных фланцев крепежными изделиями
Ду=100 мм Ру=16 МПа
величина Kvs=214 материал корпуса WN 10619
На линии пластовой воды после сепараторов С-31 С-32
Клапан регулирующий конструкции SS 3241 c электроприводом AUMA SAREхC 07.1LE 12.1AMEхC01.1
величина Kvs=40 материал корпуса WN 10619
На линии выхода газа после сепараторов
Поддерживают уровень раздела фаз «нефть-газ» в С-31 С-32
Клапан регулирующий конструкции PR 3241 c электроприводом AUMA SAREхC 07.1GS 50.3AMEхC01.1
величина Kvs=16 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе выхода нефти из сепараторов С-21 С-22
Поддерживают уровень жидкости в С-21 С-22
Клапан регулирующий конструкции RP 72.4 c электроприводом AUMA
SAREхC07.5GS63.3AMEхC01.1
величина Kvs=370 материал корпуса WN
На напорном трубопроводе нефти к установке АСН
Регулирует подачу нефти к установке
Клапан регулирующий конструкция SS тип 3251 c электроприводом AUMA
SARExC 07.5LE 25.1AMExC01.1 во взрывозащищенном исполнении (EEхedIICT4) мощностью N=46 Вт
величина Kvs=25 материал корпуса WN 1.6220
На трубопроводе выхода уловленной нефти из отстойников ОВ-1 ОВ-2
Поддерживают уровень «нефть-вода» в ОВ-1 ОВ-2
Клапан регулирующий конструкции SS 3241 c электроприводом AUMA
SAREхC07.1LE12.1AMEхC01.1
во взрывозащищенном исполнении (EEхedIICT4) мощностью N=25 Вт
величина Kvs=0016 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе выхода уловленной нефти из аппаратов АГОВ-1 АГОВ-2
Поддерживают уровень «нефть-вода» в АГОВ-1 АГОВ-2
Клапан регулирующий конструкции SS 3241 c электроприводом AUMA SAREхC07.1LE12.1AMEхC01.1
величина Kvs=00025 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе выхода воды из аппаратов АГОВ-1 ОВ-2
Поддерживают уровень воды в АГОВ-1 АГОВ-2
SAREхC07.1GS 50.3AMEхC01.1
величина Kvs=126 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе сброса газа на факел аварийного сжигания
Поддерживает давление в системе «до себя»
во взрывозащищенном исполнении (EEхedIICT4) мощностью N=45 Вт
величина Kvs=160 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе затворного газа в факельные газопроводы высокого и низкого давления соответственно
Регулирование расхода газа на продувку факельных газопроводов
величина Kvs=016 материал корпуса WN 10619
На напорном нефтепроводе после узла учета нефти
Поддерживает уровень нефти в буферной емкости БЕ-1
Клапан регулирующий конструкции RP тип 72.4 c электроприводом AUMA SAREхС 07.5 GS63.3AMExC01.1
Ду 100 мм Pу 40 МПа (среда-нефть)
величина Kvs=370 материал корпуса WN 10619
На перепускной линии с выкида на вход насосов Н-11-3
Обеспечение нормальной работы насосов Н-11-3 регулированием расхода
Клапан регулирующий конструкции SS тип 72.41c электроприводом AUMA
SAREхС 07.5 GS63.3AMExC01. во взрывозащищенном исполнении (EEхedIICT4) мощностью N=90 Вт
На трубопроводе сброса конденсата из газосепаратора ГС-2
Поддерживают уровень конденсата в ГС-2
величина Kvs=25 материал корпуса WN 10619
На трубопроводе входа нефти от ТПУ к БИЛ оперативного узла учета
Регулирование расхода по выходу ТПУ при проведении поверочных операций
Регулятор расхода - устройство электроисполнительное регулирующее взрывозащищенное УЭРВ-1М комплектная поставка с узлом учета нефти Ду=100 мм Ру=63 МПа
На трубопроводе выхода воды из сепараторов-дегазаторов
Поддерживают уровень воды в
Клапан регулирующий конструкции RP 72.4 c электроприводом AUMA SAREхC07.1GS50.3AMEхC01.1
величина Kvs=93 материал корпуса WN
Таблица 12.3 – Краткая характеристика предохранительных клапанов
Место установки клапана (индекс защищаемого аппарата)
Расчетное давление защищаемого аппарата
Оперативное (технологическое) давление в аппарате
Установочное давление контрольного клапана
Установочное давление рабочего клапана
Направление сброса контрольного и рабочего клапана
Сепаратор 1 ступени сепарации со сбросом воды
На факел высокого давления
Сепаратор концевой ступени сепарации
Газосепаратор ГС-1 ГС-2
Сепаратор со сбросом воды
В аварийную емкость ЕА
Аппарат глубокой очистки воды АГОВ-1 АГОВ-2
В емкость дренажную ЕП-1
Отстойник воды ОВ-1 ОВ-2
ПЕРЕЧЕНЬ ОБЯЗАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУКЦИЙ И НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
1. Инструкции по видам работ
Инструкция по общим правилам безопасности при эксплуатации установок подготовки нефти.
Инструкция по безопасности труда при эксплуатации установок подготовки и перекачки нефти в зимних условиях.
Инструкция по безопасности труда при проведении ремонтных работ технологического оборудования в цехе подготовки и перекачки нефти.
Инструкция по безопасности труда при внутреннем осмотре и очистке аппаратов и резервуаров.
Инструкция по безопасности труда при установке и снятии заглушек.
Инструкция по безопасности труда при испытании технологического оборудования аппаратуры и трубопроводов.
Инструкция по безопасности труда при эксплуатации центробежных насосов типа ЦНС.
Инструкция по безопасности труда при проведении земляных работ.
Инструкция по безопасности труда при работе с грузоподъемными механизмами.
Инструкция по безопасности труда при работе со слесарным инструментом и слесарно-монтажным инструментом с изолирующими рукоятками.
Инструкция по безопасности труда при выполнении погрузочно-разгрузочных работ перемещении тяжестей и транспортировании грузов.
Инструкция по безопасности труда при работе с деэмульгатором.
Инструкция по безопасности труда при эксплуатации переносного электроинструмента и переносных электротехнических светильников.
Инструкция по безопасности труда при пользовании защитными средствами от поражения электрическим током.
Инструкция по охране труда при эксплуатации шестеренчатых насосов.
Инструкция по охране труда при эксплуатации факельного хозяйства.
Инструкция по охране труда при монтаже и демонтаже технологического оборудования и трубопроводов.
Инструкция по охране труда при эксплуатации технологических трубопроводов.
Инструкция по охране труда при работах на открытом воздухе в холодное время года.
Инструкция по охране труда по отогреву замороженных участков трубопроводов.
Инструкция по охране труда при эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
Инструкция по охране труда при работе с ПЭВМ и психологической нагрузке.
Инструкция по охране труда при работе с передвижной паровой установкой ППУА-1600100.
Инструкция по охране труда при выполнении работ на высоте.
Инструкция по охране труда для лиц ответственных за безопасное производство работ грузоподъемными кранами.
Инструкция по охране труда для стропальщиков обслуживающих грузоподъемные краны.
Инструкция по охране труда для машиниста передвижного сварочного агрегата.
Инструкция по охране труда при эксплуатации огнетушителей.
Инструкция по охране труда при ведении сварочных работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах.
Инструкция по охране труда с транспортными средствами.
Инструкция по безопасной эксплуатации и обслуживанию вентиляционных установок.
Инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и пожароопасных объектах.
Инструкция по безопасному хранению перевозке и эксплуатации баллонов со сжатыми и сжиженными газами.
Инструкция по безопасному ведению работ в местах расположения действующих подземных и надземных коммуникаций механизированным способом.
Инструкция по эксплуатации пружинных предохранительных клапанов установленных на сосудах аппаратах трубопроводах.
Инструкция по эксплуатации системы стационарных газоанализаторов.
Инструкция по оказанию первой помощи пострадавшим при несчастных случаях на производстве.
Инструкция по организации перевозки людей (вахт) автотранспортом.
Инструкция по безопасности при эксплуатации сосудов работающих под давлением.
Инструкция по технике безопасности труда при работах с химическими реагентами.
Инструкция для лица ответственного за исправное состояние и безопасное действие сосудов работающих под давлением.
Инструкция о порядке сообщения об авариях загораниях пожарах на объектах ЦПС.
Инструкция о порядке обеспечения рабочих и служащих специальной одеждой специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты.
Инструкция по организации и безопасному проведению газоопасных работ на объектах цехов подготовки и перекачки нефти.
Инструкция по контролю за состоянием газо-воздушной среды на взрывоопасных и пожароопасных объектах.
Инструкция по защите аппаратов и трубопроводов от статического электричества.
Инструкция по безопасной эксплуатации электрического освещения на объектах ЦПС.
Инструкция по границам обслуживания электрооборудования неэлектротехническим персоналом.
Инструкция по грозозащите от проявлений статического электричества на объектах и сооружениях.
Инструкция по содержанию и применению первичных средств пожаротушения.
Инструкция по пожарной безопасности служебных зданий и помещений.
Инструкция по технике безопасности при работе с пенообразователем.
Инструкция по организации работ по ликвидации разливов нефти замазученности на суше и водоемах и мерам по охране труда технике безопасности пожарной безопасности при их выполнении.
Инструкция по действиям работников предприятия на случай пожара.
Требования к обустройству и содержанию территории производственного объекта производственных помещений и рабочих мест.
Инструкция по эксплуатации систем пожаротушения.
2. Инструкции по профессиям
Инструкция по охране труда для оператора технологических установок.
Инструкция по охране труда для слесаря по ремонту технологических установок.
Инструкция по охране труда для машиниста технологических насосов.
Инструкция по охране труда для стропальщика.
Инструкция по охране труда для оператора товарного парка.
Инструкция по охране труда для оператора пульта управления.
Инструкция по охране труда для слесаря-ремонтника.
Инструкция по охране труда для электрогазосварщика.
3. Перечень нормативно-технической документации
Федеральный закон «О техническом регулировании» №184-Ф3.
Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
Федеральный закон № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (с изменениями от 18 декабря 2006 г.).
Федеральный закон № 123-ФЗ от 22.07.2008 г «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора транспорта подготовки нефти газа и воды нефтяных месторождений.
ВНТП 018704-84 Объекты газовой и нефтяной промышленности выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического проектирования.
ВНТП 03170567-87 Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса.
ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.
ГОСТ 1756-2000 Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости.
ГОСТ 6370-83 Нефть нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.
ГОСТ Р 12.4.026-2001 Цвета сигнальные знаки безопасности и разметка сигнальная.
ГОСТ Р 51330.5-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения.
ГОСТ Р 51330.09-99 Классификация взрывоопасных зон.
ГОСТ Р 51858-2002 - Нефть. Общие технические условия.
ГОСТ 14202-69 Опознавательная окраска предупреждающие знаки и маркировочные щитки.
ГОСТ 2.09.04-87 Административные и бытовые здания.
ГОСТ 9.602-2005 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
ГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.
ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования.
ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности.
ГОСТ 12.1.012-2004 Вибрационная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.4.111-82 ССБТ. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия.
ГОСТ 12.4.112-82 ССБТ. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия.
ГОСТ 12.4.010-75 ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия.
ГОСТ 20010-93 Перчатки резиновые технические. Технические условия.
ПБ 03-517-02 Общие правила промышленной безопасности для организаций осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.
ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов работающих под давлением.
ПБ 09-540-03 Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.
ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.
ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
ПБ 03-591-03 Правила безопасной эксплуатации факельных систем.
НПБ 110-03 Перечень зданий сооружений помещений и оборудования подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией.
ППБО-85 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности.
ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.
ПУЭ - Правила устройства электроустановок.
РД 39-0004-90 Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений выбору и компоновке сепарационного оборудования.
РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.
РД 52.04.186-89 Руководство по контролю загрязнения атмосферы.
РД 03-28-2008 Порядок проведения технического расследования причин аварий и инцидентов на объектах поднадзорных Федеральной службе по экологическому технологическому и атомному надзору.
РД 39-22-113-78 Временные правила защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности.
РТМ 38.001-94 Указания по расчету на прочность и вибрацию технологических стальных трубопроводов.
СанПин 2.1.4.1116-02 Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды расфасованной в емкости. Контроль качества.
СНиП 23-01-99 Строительная климатология.
СНИП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии.
СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.
СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения.
СНиП 3.05.04-85 Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации.
СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования.
СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий сооружений и промышленных коммуникаций.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЦПС
Технологическая схема ЦПС приведена в приложении А на листах 123.
ЭКСПЛИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Наименование оборудования
(первая ступень сепарации со сбросом воды)
с насосами ЦНСнА 60-330
с с эл.дв. ВАО2-450LM2
Электронасос шурфовый погружной
Блок дозирования реагентов БДР 4-25
с насосом шестеренным НМШ 5-25-44Б-1У с эл.дв. АИР90L4
БДР-1 БДР-2 БДР-3 БДР-4
Емкость для хранения деэмульгатора
Емкость для хранения ингибитора коррозии
Емкость канализационная
Факел высокого давления СФНР-300 в комплекте с газорегуляторным пунктом ГРП
Факел низкого давления СФНР-300 в комплекте с газорегуляторным пунктом ГРП
Газосепаратор факельный ГСФ-06-1400-2-И
Блок насосный откачки конденсата с
Сепаратор нефтегазовый трехфазный
Резервуар нефтепродуктов черт. 201-1104.5.00.000
Таблица регистрации изменений
Номера листов (страниц)
Всего листов (страниц) в документе

3.dwg

Пробная эксплуатация Тямкинского месторождения. Обустройство. ЦПС (первая очередь). Корректировка
ЦПС. Схема технологическая
Схема водоснабжения и пожаротушения
средств пожаротушения ø80
Насосная внутренней перекачки нефти
передвижных средств
Блок насосной откачки конденсата
Блоки дозирования реагента
Площадка подогревателей нефти
Подключение передвижных
Склад химлаборатории
Экспликация оборудования
Резервуар противопожарного
Бак пенообразователя с перегородкой
Насосы пенообразователя
Противопожарная насосная станция
- автоматизированная насосная
установка пенного пожаротушения
установка водяного пожаротушения
с насосом ЭЦВ 6-10-110 (2раб.+1рез.)
Насосная над артскважиной
Резервуар нефти (РВС-2000)
без станции управления
в комплекте с гидробаком V=50л
- насосная установка "HYDROJET JP6"
Установка подготовки воды в составе:
бак для хранения воды V=12м3
насосная станция 2 подъема
и пеногенераторная в составе:
Условные обозначения и изображения
Раствор пенообразователя
Головка для присоединения передвижных средств
Направление движения воды
Направление движения воды при циркуляции
Задвижка с электроприводом N1 (краны шаровые ФБ 39 с элприводом AUMA)
Водопровод противопожарный
Водопровод подземной воды
Трубопровод в тепловой изоляции с электрообогревом
Трубопровод в тепловой изоляции
Камера низкократной пены КНП-5
Балансный дозатор N1
Сооружения и трубопроводы
запроектированные по заказу 450.074 стадия"Р"
Сооружения и трубопроводы вновь проектируемые
Водопровод хоз-питьевой
пеногенератор ГПС-600

2.dwg

Коридор коммуникаций
Емкость дренажная (V=40 м3)
Емкость дренажно-канализационная (V=16 м3)
Амбар шлама (V=100 м3
Емкость для слива промежуточного теплоносителя (V=40 м3)
Емкость дренажно-канализационная (V=40 м3)
Блок приточной вентиляции с воздухозаборной трубой
Номер не использован
Трубопоршневая поверочная установка
Объекты вспомогательного назначения
Станция насосная противопожарная с пеногенераторной
Резервуар противопожарного запаса воды (V=2000 м3)
Насосная перекачки бытовых стоков
Станция насосная над артскважиной
Емкость уловленной нефти (V=40 м3)
Аппарат глубокой очистки (V=50 м3
Отстойник воды (V=50 м3
Технологическая установка
Технологическая насосная с узлом учета нефти
Насосная внутренней перекачки нефти
Емкость аварийная (V=40 м3)
Оперативный узел учета нефти
Установка подготовки пластовой воды
Сепаратор-дегазатор (V=50 м3)
Установка ввода реагентов
Ограждение нефтеналива
Блок дозирования реагентов
Емкость ингибитора коррозии (V=4 м3)
Установка подготовки воды
Ограждение артскважин
Колесоотбойное ограждение (ТПР 15-08
Ограждение амбара (ТПР 15-08
Площадка сепараторов со сбросом воды (V=100 м3
Емкость дренажная (V=16 м3
запроектировано по заказу
Склад химлаборатории
Площадка подогревателей нефти
Емкость ингибитора солеотложений (V=4 м3)
Резервуар противопожарного запаса воды (V=1000 м3)
Сепаратор I ступени (V=50 м3
Сепаратор концевой ступени (V=25 м3
Емкость деэмульгатора (V=4 м3)
Факел высокого давления (Ду=150 мм)
Факел низкого давления (Ду=150 мм)
Пункт газорегуляторный (2 шт.)
Блок насосный откачки конденсата (2 шт.)
Емкость дренажно-канализационная (V=12
Насос шурфовый для системы ППД (2 шт.)
Склад-навес (450.074-Ц-12-АС)
Площадка буферной емкости (V=50 м3)
Насосная внешней перекачки нефти
Емкость канализационная (V=40 м3)
Площадка электрооборудования для шурфовых насосов
Подстанция трансформаторная 60
Блок-бокс для хранения пожарного инвентаря
Операторная (временная)
Резервуар противопожарного запаса воды (V=100 м3)
Мачта прожекторная (запроектировано по заказу 450.074-Ц-О-ГП
Резервуар нефти (РВС-2000)
Экспликация зданий и сооружений
Емкость дренажно-канализационная (V=63 м3)
Очистные сооружения бытовых стоков
- Пути эвакуации с территории предприятия
Условные обозначения:
План эвакуации с территории ЦПС (1:1000)

5.dwg

Пробная эксплуатация Тямкинского месторождения. Обустройство. ЦПС (первая очередь). Корректировка
ЦПС. Схема технологическая
Условные обозначения и изображения
Канализация бытовая самотечная
Канализация производственная самотечная
Дождеприемный колодец
Направление движения стоков
Подземная прокладка трубопроводов
Надземная прокладка трубопроводов
Границы контура проектируемого сооружения
Канализация производственно-дождевая самотечная
Колодец с задвижкой
Колодец с гидрозатвором
Канализация дождевая самотечная
Трубопроводы 1 этапа строительства
Экспликация cооружений
Емкость дренажно-канализационная
Данную схему смотреть совместно с технологической схемой.
технологическую схему
Установка подготовки
Станция компрессорная
низких ступеней сепарации
Трубопроводы 2 этапа строительства
от площадки нефтеналива
Канализационная насосная станция
с насосами фирмы "Grundfos
Вывоз передвижными средствами
Откачка передвижными
Схема производственно-дождевой канализации К3К2
Схема бытовой канализации К1