ТР УПН (ЦПС) НОВЫЙ 2011

ОАО «Томскнефть» ВНК


«УТВЕРЖДАЮ»
Главный инженер
ОАО «Томскнефть» ВНК
__________ А.А. Провоторов
«____»____ ___________2011 г.
Введено в действие с «____»________________2011 г.


ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
Установки подготовки нефти (УПН).
Версия 4.00
Цех: подготовки и перекачки нефти № 2 (ППН-2)
Месторождение: Центрально-Вахское

Разработал: Начальник цеха Лиманов Н.Г.

СОГЛАСОВАНО:
Главный инженер УПНиГ Исламов Р.Р.
Начальник технологического отдела Сысолятин П.В.
Начальник службы ИКТ Мехтиев Э.М.
Главный энергетик Кудряшов В.Б.
Главный механик Дворянкин Д.Н.
Начальник УПБиОТ Михалев Д.В.
Зам.гл. инженера, начальник отдела
по организации пожарной безопасности Бондарев В.А.
Начальник ЦЭБ Ляхова В.А
Начальник отдела НОБ Чувакин А.И.


Срок действия (документ подлежит пересмотру не позднее): « ____» ________ 20___г.



г. Стрежевой 2011 г.

СОДЕРЖАНИЕ технологического РЕГЛАМЕНТА

2. Общая характеристика технологического комплекса 3
3. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции..4
4.Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта.. 7
5. Нормы технологического режима.11
6. Контроль технологического процесса...22
7. Основные положения пуска и остановки технологического комплекса при нормальных условиях.34
8. Безопасная эксплуатация производства38
8.1 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического
процесса..39
9. Пожарная безопасность..46
10. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей.51
11. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства..52
12. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки..59
13. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов69
14. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации..76
15. Экспликация оборудования..84
16. Технологический регламент разработан.....85
17. Лист ознакомления86
Лист регистрации изменений в технологическом регламенте....87
Технологическая схема производственного процесса (графическая часть)











ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА технологического комплекса (ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА)
Технологически регламент является основным документом, определяющим технологическую схему, режим работы технологической части объекта, характеристику исходного сырья, оборудования, перечень и качество вырабатываемой продукции, основные положения по охране труда и технике безопасности.
Соблюдение технологического регламента является обязательным для обслуживающего персонала причастных к данному объекту лиц и обеспечивает качество выпускаемой продукции, рациональное и экономное ведение технологического процесса, сохранность оборудования и безопасность проведения работ.
Лица виновные в нарушении данного регламента, привлекаются к строгой дисциплинарной ответственности, если последствия нарушения не требуют более строгого наказания в соответствии с действующим законодательством.
Технологический регламент пересматривается не реже одного раза в пять лет или в случае внесения изменений в технологическую схему, процесс, перечень оборудования.

Установка подготовки нефти Центрально - Вахского месторождения УПН (ЦПС).

входит в состав цеха подготовки и перекачки нефти №2 и предназначена
для :
- обеспечения непрерывного приема жидкости с УПСВ 2,4,5,6, ДНС-1.
- отбора газа первой ступени сепарации, выделившегося в сепараторах (СН-1/1,1/2,1/3) и подачу в систему газопровода для утилизации.
- более полной дегазации нефти и воды на концевой ступени сепарации (СН-2/1,2/2,2/3) и сжигание на факеле низкого давления, что обеспечивает безопасную эксплуатацию резервуаров РВС-5000 №1,2,4,5
- обезвоживания поступающей нефти до остаточного содержания в ней воды не более 1% и откачки ее на ЦТП.
- очистки пластовой воды от нефти, механических примесей и подачи ее на БКНС-15 для закачки в нагнетательные скважины.
- учета поступающей жидкости, нефти, газа высокого и низкого давления подаваемого в газопровод на ГКС, ФНД, ФВД, ПТБ-10/1,2, котельную ЦПС.
УПН (ЦПС) введена в эксплуатацию в 1984 году. Производительность установки предварительного сброса воды по жидкости –3592600 м3/год, по нефти – 1184202 т/ год, по газу 335000000 м3/год.
Модернизация проводились в 2000 году по реконструкции насосной внешней перекачки нефти, в 2009 году по реконструкции РВС-5000№4 и по капитальному ремонту насосной подтоварной воды в 2010 году . А также реконструкция технологических трубопроводов по сбросу подтоварной воды, входной гребенки.

Технологический процесс разработан НИПИнефть.



характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и готовой продукции
Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14115
Характеристика исходного сырья, реагентов, изготовляемой продукции

Наименование сырья, материалов, реагентов изготовляемой продукции
Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании
Показатели качества, обязательные для проверки
Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)
Область применения изготовляемой продукции

1
Нефть
ГОСТ 3900-85
Свойства нефти:
Плотность при 200С, кг/м3
850,1
Откачка на ЦТП для дальнейшей подготовки.



ГОСТ 3900-85
Плотность при 150С, кг/м3
853,7




ГОСТ 21534-76
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3
195,9




ГОСТ 2477-65
Массовая доля воды, %
0,5




ГОСТ 6370-83
Массовая доля механических примесей, %
0,0079




ГОСТ 1437-75
Массовая доля серы, %
0,48




ГОСТ 11851-85
Массовая доля парафина в нефти, %
2,0




ГОСТ 33-2000
Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с
6,87




ГОСТ 33-2000
Вязкость кинематическая при 50оС, мм2/с
3,53




ГОСТ 20278-91
Температура застывания, 0С
-32





Выход фракционный, % об.





ГОСТ 2177-99
100оС
8,0




ГОСТ 2177-99
200оС
30,5




ГОСТ 2177-99
300оС
54,0












2
Попутный газ

Качество газа:

Сброс в газопровод низкого и высокого давления, для утилизации.



ГОСТ 23781-87
Метан (СН4)
71,122




ГОСТ 23781-87
Этан (С2Н6)
3,930




ГОСТ 23781-87
Пропан(С3Н8)
7,745




ГОСТ 23781-87
Изо-Бутан (i-С4Н10)
1,661




ГОСТ 23781-87
Бутан (С4Н10)
4,123




ГОСТ 23781-87
Изо-Пентан (i-С5Н12)
0,934




ГОСТ 23781-87
Пентан (С5Н12)
1,115




ГОСТ 23781-87
нео-Пентан (n-С5Н12)
0,003




ГОСТ 23781-87
Гексаны(С6Н14)
0,258




ГОСТ 23781-87
Углерода диоксид (CО2)
0,976




ГОСТ 23781-87
Азот (N2)
6,224




ГОСТ 23781-87
Кислород (О2)
1,910




ГОСТ 30319.1-96
Плотность кг/м3
1,004




ГОСТ 22667-82
Плотность отн.
0,833




ГОСТ 22667-82
Низшая теплота сгорания, ккал/м3
10220.45




ГОСТ 22667-82
Число Воббе высшее, ккал/м3
12304.661




ГОСТ 30319.1-96
Средняя молекулярная масса, г/моль
23.999



Подтоварная вода
МВИ № 02-24./Х1/МВИ-2/02.2008
Массовая концентрация нефти, мг/дм3

до 50,0
Закачка в пласт для подержания пластового давления.



ОСТ 39-231-89
Механические примеси, мг/дм3
до 50,0


4
Реагент-деэмульгатор нефтяных эмульсий «Кемеликс 3417х»
ТУ 2483-004-24084384-00
Плотность при 0С 20, кг/м3
887 (усредн.)
Закачка в поступающую жидкость для разрушения нефтяных эмульсий




Массовая доля активного вещества. %
40,9





Температура застывания, 0С
-500С не застывает





Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с
10,5


5
Реагент-деэмульгатор нефтяных эмульсий «СНПХ-4810А»
ТУ 2458-342-05765670-2008
Плотность при 0С 20, кг/м3
900-980





Массовая доля активного вещества. %
45,0-55,0





Температура застывания, 0С
-50





Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2
70


6
Деэмульгатор
АКВАТЕК-600
марки D
ТУ 2458-013-94293853-2010
Плотность при 0С 20, кг/м3
910
Закачка в поступающую жидкость для разрушения нефтяных эмульсий




Массовая доля активного вещества. %
48,7





Температура застывания, 0С
-500С
не выше





Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с
Не менее
20,1


7
Метанол
ГОСТ 12.1.007-76

Плотность при 0С 20, кг/м3
0,79
Для
предупреждения гидратообразований в трубопроводе




Температура кипения, 0С
64,7





Температура вспышки, 0С
+80











описание технологического процесса и технологической схемы комплекса

Нефтегазосодержащая жидкость (нефть, газ, пластовая вода) с фонда скважин ДНС-1, УПСВ-2,4,5,6 поступает на гребенку УПН (ЦПС) через ЗКЛ № 92,93,94,283,586,587,588,591 с давлением от 2,5 кгс/см2 до 3,5 кгс/см2. Для контроля за давлением на гребенке установлен технический манометр МП-4У (PI-389). С гребенки жидкость поступает на первую ступень сепарации, через задвижки № 160,161,162 на вход сепараторов СН-1/1,1/2,1/3. Для визуального наблюдения за давлением на СН, СГ-1 установлены технические манометры МП-4У (PI-387, PI-388, PI-390, PI-38, PI-39, PI-312, PI-313, PI-315, PI-316). Уровень жидкости в СН-1/1,1/2,1/3 контролируется приборами: РУПШ-64, Optiflex-1300C (LСА-12, LСА-15, LСА-18), ПМП-152 (LА-11, LА-14, LА-17), регулируется клапанами электрическими РУСТ 410-2 (РэмТЭК-02) №211 (LСV-19), РУСТ 410-2 (РэмТЭК-02) №44 (LСV-16), РУСТ 410-2 (РэмТЭК-02) №210 (LСV-13). Для защиты сепараторов СН-1/1,1/2,1/3, СГ-1 от превышения давления на них установлены предохранительные клапана (СППК-150х16). Газ с предохранительных клапанов поступает в факельный коллектор низкого давления.
Для более эффективного разделения нефти и воды в РВС-5000 №1,2,4,5 в поток поступающей жидкости (входная гребенка) подается деэмульгатор. Подача деэмульгатора в поток осуществляется из действующего блока дозирования реагента БРХ-1 через вентиль № 286, 264.
Сепарированная обводненная нефть с СН-1/1,1/2,1/3 поступает на вторую ступень сепарации: при работе первой группы сепарации (СН-1/1, СН-2/1) через задвижки № 37,38,39, регулирующий клапан РУСТ 410-2 №211; при работе второй группы сепарации (СН-1/2, СН-2/2) через задвижки № 41,42,43, регулирующий клапан РУСТ 410-2 №44 (LСV-16); при работе третьей группы сепарации (СН-1/3, СН-2/3) через задвижки № 45,46,47,48, регулирующий клапан РУСТ 410-2 №210 (LСV-13); для дальнейшего дегазирования.
На выходе из сепараторов второй ступени, дегазированная жидкость поступает в резервуарный парк. При работе первой группы сепарации ( СН1/1, СН2/1) в РВС №1, через задвижки № 55, 78, 88; в РВС №2, через задвижки № 55, 141,83; в РВС №4, через задвижки № 55,276,247; в РВС №5, через задвижки № 55, 276,163,270;
При работе второй группы сепарации (СН1/2, СН2/2) в РВС №1, через задвижки ЗКЛ № 56, 78, 88; в РВС №2, через задвижки ЗКЛ № 56, 141,83; в РВС №4, через задвижки ЗКЛ №56, 276,247; в РВС №5, через задвижки ЗКЛ № 56, 276,163,270;
При работе третьей группы сепарации (СН1/3, СН2/3) в РВС №1, через задвижки ЗКЛ № 57, 78, 88; в РВС №2, через задвижки ЗКЛ № 57, 141,83; в РВС №4, через задвижки ЗКЛ №57, 276,247; в РВС №5, через задвижки ЗКЛ № 57, 276,163,270.
В технологический резервуар РВС-5000 №1,2,4,5 обводненная нефть поступает через лучевое распределительное устройство и проходя слой пластовой воды, а затем и нефтяной слой, разделяется на нефть и воду. Для определения уровней в РВС-5000 №1,2,4,5 установлен уровнемер Optiflex 1300C (LIС-124, LIС-122, LIС-127, LIС-128), сигнализация верхнего предельного уровня в РВС выполняется сигнализатором уровней ПМП-152 (LA-123, LA-125, LA-127, LA-121).
Подготовленная нефть из верхней части нефтяного слоя, через заборную воронку РВС-5000 №1 высотой 8,0 м, через задвижки № 87, 79, 278; РВС-5000 №2 высотой 8,0 м, через задвижки № 83, 79, 278; РВС-5000 №4 высотой 7,5 м, через задвижки № 266, 259, 277, 278; РВС-5000 №5 высотой 8,0 м, через задвижки № 273, 277, 278, поступает на прием нефтяных насосов Н-1,2,3. На приеме насосов установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-353, РISA-355, РISA-357), для контроля за давлением на входе агрегата. На выкидном коллекторе насосов Н-1,Н-2,Н-3 до задвижек установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-354, РISA-356, РISA-358), для контроля за давлением на выходе агрегата. На агрегатах установлены температурные датчики (TISA-232, TISA-235, TISA-237, TISA-238, TISA-252, TISA-241, TISA-243, TISA-244, TISA-245, TISA-248, TISA-250, TISA-251) по температуре передних и задних подшипников насоса и электродвигателя, (TISA-233, TISA-236, TISA-239, TISA-242, TISA-246, TISA-249) сальников насоса, (TISA-234, TISA-240, TISA-247) трубки разгрузки насоса, при увеличении температуры выше установленных регламентом, насосы останавливаются. Сбор утечек через сальниковое уплотнение и дренирование фильтров нефтяных насосов Н-1,2,3 производится в ЕП-12 через задвижки №297, 298, 299. На емкости установлен уровнемер (LA-142) для определения аварийного уровня в ЕП с подачей звукового сигнала. Нефть откачивается насосом НВ-50х50 в ручном режиме через задвижку №170 на прием нефтяных насосов №11,12,14. Контроль за давлением осуществляется по техническому манометру МП-4У (PI-387), который установлен между обратным клапаном и задвижкой.
С выкидного коллектора насосов нефть поступает на узел учета нефти (УУН-1). При работе на УУН первой линии через «НОРД» (FQ-41), задвижки № 129, 123, 120, 111, 97; при работе на УУН второй линии через «НОРД» (FQ-42), задвижки № 128, 122, 119, 111, 97; при работе на УУН третьей линии через «НОРД» (FQ-43), задвижки № 127, 121, 118, 111, 97 нефть поступает в напорный нефтепровод УПН (ЦПС)-ЦТП.
При сличении счетчика первой линии нефть, через задвижки №129, «НОРД» (FQ-41), задвижку №126, «НОРД» (FQ-44), задвижка №123 закрыта, через задвижки №114, 115, 111, 97 поступает в напорный трубопровод УПН (ЦПС)-ЦТП.
При сличении счетчика второй линии нефть, через задвижки №128, «НОРД» (FQ-42), задвижку №125, «НОРД» (FQ-44), задвижка №122 закрыта, через задвижки №114, 115, 111, 97 поступает в напорный трубопровод УПН (ЦПС)-ЦТП.
При сличении счетчика третьей линии нефть, через задвижки №127, «НОРД» (FQ-43), задвижку №124, «НОРД» (FQ-44), задвижка №121 закрыта, через задвижки №114, 115, 111, 97 поступает в напорный трубопровод УПН (ЦПС)-ЦТП.
Расход нефти через УУН-1 регулируется клапаном УЭРВ №100 через задвижки №130, 131.
Отбор пробы товарной нефти производится автоматическим пробоотборником «Проба 1М» с УУН-1, через задвижку №109, в блоке контроля качества (БКК)
Для регулирования температуры подготовки, нефть: при работе РВС-5000№1 через задвижки № 87, 79, 69; при работе РВС-5000№2 через задвижки № 82, 79, 69; при работе РВС-5000№4 через задвижки № 266, 259, 277, 69; при работе РВС-5000№5 через задвижки № 273, 277, 69 подается на вход насосов Н-11,12,14, насосной внутренней перекачки нефти (НВП). На приеме насосов установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-340, РISA-3341, РISA-3344), для контроля за давлением на входе агрегата. На выкидном коллекторе насосов Н-11,Н-12,Н-14 до задвижек установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-339, РISA-342, РISA-343), для контроля за давлением на выходе агрегата. На агрегатах установлены температурные датчики (TISA-21, TISA-24, TISA-26, TISA-27, TISA-28, TISA-211, TISA-213, TISA-214, TISA-215, TISA-218, TISA-220, TISA-211) по температуре передних и задних подшипников насоса и электродвигателя, (TISA-22, TISA-25, TISA-29, TISA-212, TISA-216, TISA-219) сальников насоса, (TISA-23, TISA-210, TISA-217) трубки разгрузки насоса, при увеличении температуры выше установленных регламентом, насосы останавливаются. Сбор утечек через сальниковое уплотнение и дренирование фильтров нефтяных насосов Н-11,12,14 производится в ЕП-6 через задвижки №294, 295, 296. На емкости установлен уровнемер (LA-136) для определения аварийного уровня в ЕП с подачей звукового сигнала. Нефть откачивается насосом НВ–50х50 в ручном режиме через задвижку №103 на прием нефтяных насосов №11,12,14. Контроль за давлением осуществляется по техническому манометру МП-4У (PI-384), который установлен между обратным клапаном и задвижкой.
С выкидного коллектора насосов нефть через задвижки №181, 182 поступает на вход печей ПТБ-10№1,2. На приеме печей, для контроля за давлением, установлены технические манометры МП-4У (PI-345, 346), на выходе установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-350, РISA-352). Для контроля температуры продукта на ПТБ-10/1 установлен термометр ТСМ-9210 (TIRSA-211), на ПТБ-10/2 установлен термометр ТС-1187 (TIRSA-213). Для контроля температуры дымовых газов на ПТБ-10/1 установлены приборы ТХА 9416, ТП-2187 (TIRSA-210, TIRSA-212). При увеличении температуры выше установленных регламентом, печи останавливаются. Подогретая нефть с ПТБ-10 поступает через задвижки 189, 204, 9а, 186, 187, 5а, 309 на вход сепараторов СН 1/1, 1/2, 1/3 (входную гребенку). Газ на ПТБ-10/1,2 подается с СГ-2 через задвижки №190, 222, 221, 226, 214, 213, 220, 219, 191, 192 далее через клапан отсекатель на регулятор давления РДБК. На СГ-2 установлен предохранительный клапан (СППК-50х16), уровнемер СУ-1С (LA-119).
Выделившаяся в РВС-5000 № 1,2,4,5 подтоварная вода за счет гидростатического давления через задвижки № 84, 246, 89, 245, 243, 271, 275 поступает в РВС-3000 №3 для дополнительной подготовки – очистки от мехпримесей и остаточной нефти. Для определения уровней в РВС-3000№3 установлен уровнемер Optiflex 1300C (LIС-131), сигнализация верхнего предельного уровня в РВС выполняется сигнализатором уровней ПМП-152 (LA-19).
Подтоварная вода с РВС-3000 №3 через задвижки № 238, 227, 196 поступает на прием водяных насосов Н- 17, 18. На приеме насосов установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-344, РISA-346), для контроля за давлением на входе агрегата. На выкидном коллекторе насосов Н-№17, 18 до задвижек установлены манометры ДМ-2005 (ЭКМ) (РISA-345, РISA-347), для контроля за давлением на выходе агрегата. На агрегатах установлены температурные датчики (TISA-222, TISA-224, TISA-225, TISA-226, TISA-227, TISA-229, TISA-230, TISA-231) по температуре передних и задних подшипников насоса и электродвигателя, (TISA-223, TISA-228) трубки разгрузки насоса, при увеличении температуры выше установленных регламентом, насосы останавливаются. С выкидного коллектора насосов, подтоварная вода, через задвижки №228, 229, 195 поступает на БКНС-15.
Сбор утечек через сальниковое уплотнение водяных насосов Н-17, 18 производится в ЕП-8. На емкости установлен уровнемер (LA-139) для определения аварийного уровня в ЕП с подачей звукового сигнала. Вода откачивается насосом НВ–50х50 в ручном режиме через задвижку №175 на прием водяных насосов №17, 18. Контроль за давлением осуществляется по техническому манометру МП-4У (PI-386).
Дренаж с СН1/1, 1/,2, 1/3, 2/1, 2/2, 2/3, СГ-1 через задвижки № 15, 29, 30, 31, 71, 52, 53, 54 производится в ЕП-2. Жидкость с ЕП откачивается насосом НВ-50/50 в ручном режиме через задвижки № 101 в трубопровод входа жидкости в РВС. Контроль за давлением осуществляется по техническому манометру МП-4У (PI-335). На емкости установлен уровнемер (LA-132), для определения аварийного уровня в ЕП с подачей звукового сигнала.
Отделившийся в СН газ первой ступени сепарации (высокого давления) через задвижки № 32, 301, (308 закрыта), 305, 306, 307 поступает на УУГ – Газопровод высокого давления (ГКС «Вах»), далее на КГС «Вах» и утилизируется. При остановке ГКС «Вах», газ через задвижки № 32, 308, (301 закрыта), 34 поступает на УУГ - факел высокого давления, далее на ФВД и сжигается, часть газа через задвижку №16 поступает в газовый сепаратор СГ-1, где происходит отделение газа от капельной жидкости. Из СГ-1 газ через задвижки № 507, 14 поступает на УУГ « котельная ЦПС », и на УУГ ПТБ-10/1,2. При работе ГКС «ВАХ» задвижка №507 закрыта, газ на «котельную ЦПС» и ПТБ-10/1,2 подается через задвижки 13, 96а, 190 с ГКС «Вах».
Отделившиеся в СН газ второй ступени сепарации (низкого давления) через задвижки № 49, 50, 51 поступает на УУГ - факел низкого давления, далее на ФНД и сжигается.
На узлах учета газ установлены датчики давления (РТ-395, 3101, 397, 399, 398), датчик температуры (TT-221, 227, 223, 225, 222), расходометры Dymetic-1223-K (FQIRA-415, 419, 416, 418, 417). Также, для контроля за давлением, установлен технический манометр (PI-394, 396, 398, 3100).
Для предотвращения забивки газовых линий газогидратными пробками с БРХ-2 в газопровод низкого и высокого давления подается метанол.
Отпуск нефти сторонним организациям осуществляется на пункте налива нефти ПНН, с выкидного коллектора насосной внешней перекачки нефти через задвижки №105, «НОРД» (FQ-45), 132, 137, (133, 136 закрыты), 199. Контроль за расходом нефти по компьютеру в операторной. Контроль за давлением по техническому манометру МП-4У (PI-360, PI-359).
Сбор утечек с пункта налива нефти производится в ЕП-14 через канализационный колодец. На емкости установлен уровнемер (LA-143) для определения аварийного уровня в ЕП с подачей звукового сигнала. Нефть откачивается насосом НВ-50х50 в ручном режиме через задвижку №512 на прием нефтяных насосов №11,12,14. Контроль за давлением осуществляется по техническому манометру МП-4У (PI-382), который установлен между обратным клапаном и задвижкой. нормы технологического режима

Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14215
Нормы технологического режима

Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима
номер позиции прибора на схеме
Единица измерения
Допускаемые пределы технологических параметров
Требуемый класс точности измерительных приборов
Тип и характеристика прибора. переодичность проверки, переодичность передачи сводки

1
Входная гребенка "Жидкость с ДНС-1, УПСВ-2,4,5,6"
МП-4У
Визуально по манометру на гребенке.


давление
PI-389
кгс/см2
1,6 – 3,5
1,5


2
Сепаратор нефти СН-1/1 V-80м3 Рег. № 360 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру на НГС и по компьютеру в операторной


давление
PI-315
PI-311
PI-387
PIТ-317
кгс/см2
1,6 – 2,0
1,5



уровень

LCA-18
LA-17
мм
900-2100

РУПШ-64
Optiflex-1300C
ПМП-152
Визуально по прибору на НГС.
Визуально по компьютеру в операторной

3
Сепаратор нефти СН-1/2 V-80м3 Рег. № 359 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру на НГС и по компьютеру в операторной


давление
PI-312
PI-313
PI-388
PIТ-314
кгс/см2
1,6 – 2,0
1,5



уровень

LCA-15
LA-14
мм
900-2100

РУПШ-64
Optiflex-1300C
ПМП-152
Визуально по прибору на НГС.
Визуально по компьютеру в операторной



4
Сепаратор нефти СН-1/3 V-80м3 Рег. № 358 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру на НГС и по компьютеру в операторной


давление
PI-38
PI-39
PI-390
PIТ-310
кгс/см2
1,6 – 2,0
1,5



уровень

LCA-12
LA-11

мм
900-2100

РУПШ-64
Optiflex-1300C
ПМП-152
Визуально по прибору на НГС.
Визуально по компьютеру в операторной

5
Сепаратор нефти СН-2/1 V-80м3 Рег. № 357 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру и по компьютеру в операторной


давление
PI-330
PI-332
PIТ-330
кгс/см2
0,01-0,1
1,5



уровень
LA-117
мм
300-1500

ПМП-152

6
Сепаратор нефти СН-2/2 V-80м3 Рег. № 355 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру и по компьютеру в операторной


давление
PI-328
PI-329
PIТ-327
кгс/см2
0,01-0,1
1,5



уровень
LA-116
мм
300-1500

ПМП-152

7
Сепаратор нефти СН-2/3 V-80м3 Рег. № 356 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру и по компьютеру в операторной


давление
PI-325
PI-326
PIТ-324
кгс/см2
0,01-0,1
1,5



уровень
LA-115
мм
300-1500

ПМП-152

8
Общий газовый коллектор I ступени КСУ



давление
PIТ-382
кгс/см2
1,6-2,0
0,22
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по компьютеру в операторной

9
Общий газовый коллектор II ступени КСУ (на ФНД)



давление
PIТ-323
кгс/см2
0,01-0,1
0,22
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по компьютеру в операторной


10
Сепаратор СГ-1 V-56м3 Рег. № 361 «С»
МП-4У
Элемер-АИР-30Exd
Визуально по манометру на СГ по компьютеру в операторной.


давление
PI-318
PI-320
PIТ-319
кгс/см2
1,6 – 2,0
1,5



уровень
LA-110
мм
0-260

ПМП-152
Визуально по компьютеру в операторной

11
Сепаратор СГ-2 V-8 м3 Рег. № 620 «С»
МП-4У
Визуально по манометру на СГ.


давление
PI-372
кгс/см2
1,6 – 4,0
1,5



уровень

LA-119

мм

0-380


СУ-1С
Визуально по компьютеру в операторной

12
Сепаратор СГ-3 V-4 м3 Рег. № 631 «С»
МП-4У
Визуально по манометру на СГ.


давление
PI-373
кгс/см2
1,6 – 4,0
1,5



уровень
LA-120
мм
0-340
уровень
СУ-1С
Визуально по компьютеру в операторной

13

Насосные агрегаты №1,2,3 «Внешняя перекачка нефти»
МП-4У
ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру



давление на входе
PI-3
PI-3
PI-3
PISA-353
PISA-355
PISA-357
кгс/см2
0,1 -1,2
1,5



давление на выходе
Н-1
Н-2
Н-3
PISA-354
PISA-356
PISA-358
кгс/см2
11,0 – 27,0
11,0 – 23,0
9,5 – 14,0

1,5

ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру


температура
подшипников,
сальников, трубки разгрузки
TISA-232
TISA-233
TISA-234
TISA-235
TISA-236
TISA-237
TISA-238
TISA-239
TISA-240
TISA-241
TISA-242
TISA-243
TISA-244
TISA-245
TISA-246
TISA-247
TISA-248
TISA-249
TISA-250
TISA-251
TISA-252
С0
70
С
ТСМ 9204, ТСМ 9201, ТСМ 9203
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной

14
Насосные агрегаты №11,12,14 «Внутренняя перекачка нефти»
МП-4У
ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру



давление на входе
PI-3
PI-3
PI-3
PISA-340
PISA-341
PISA-344
кгс/см2
0,1 -1,2
1,5



давление на выходе
PISA-339
PISA-342
PISA-343
кгс/см2
11,0 – 20,0
7,0 – 13,0
11,0 – 20,0

1,5

ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру

15
температура
подшипников,
сальников, трубки разгрузки
TISA-21
TISA-22
TISA-23
TISA-24
TISA-25
TISA-26
TISA-27
TISA-28
TISA-29
TISA-210
TISA-211
TISA-212
TISA-213
TISA-214
TISA-215
TISA-216
TISA-217
TISA-218
TISA-219
TISA-220
TISA-221
С0
70
С
ТСМ 9204, ТСМ 9201, ТСМ 9203
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной

16
Насосные агрегаты №17,18 «Водонасосная»
МП-4У
ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру



давление на входе
PI-3
PI-3
PISA-344
PISA-346
кгс/см2
0,1 -1,2
1,5



давление на выходе
PISA-345
PISA-347
кгс/см2

11,0 – 20,0
11,0 – 20,0


1,5

ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру


температура
подшипников,
трубки разгрузки
TISA-222
TISA-223
TISA-224
TISA-225
TISA-226
TISA-227
TISA-228
TISA-229
TISA-230
TISA-231
С0
70
С
ТСМ 9204, ТСМ 9418
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной

17
Напорный трубопровод на УПН (ЦПС)
МП-4У
Метран-100-ДИ
Визуально по манометру и на компьютере в операторной



давление
PI-370
PI-371
PIТ-375
кгс/см2
3,0-23,0
0,5



температура
нефти
TIТ-219
С0
30-40
С
ТСП 5081
Визуально по монитору на компьютере в операторной


18
БРХ-1
ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


давление на выходе с НД
PISA-333
кгс/см2
1,2- 5,2
1,5



уровень деэмульгатора
LG-114
мм
250-1350

Визуально по мерному стеклу.


температура деэмульгатора
ТА-21
С0
30-60
1,5
ТКП-100Эк
Визуально по манометрическому термометру в БРХ


расход деэмульгатора
LG-114
г/тн
10-15

Визуально по мерному стеклу.

19
БРХ-2
ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


давление
PISA-334
кгс/см2
1,2- 5,2
1,5



уровень
LG-112
мм
150-1350

Визуально по мерному стеклу.



Удельный расход метанола
LG-112
л/тыс. м3
В пределах норм, утвержденных на год

Визуально по мерному стеклу.


20
ПТБ-10/1,2
МП-4У
Визуально по манометру


давление нефти на входе
PI-345
PI-346
кгс/см2
2,0-6,0

1,5




давление нефти на выходе ПТБ-10/1

PISA-350

кгс/см2
2,0-4,0

1,5

МП-4У
ДМ-2005 (ЭКМ)
Сапфир-22МТ
Визуально по манометру на выходе ПТБ
По показаниям на графической панели системы азототушения ПТБ-10




давление нефти на выходе ПТБ-10/2
PISA-352
кгс/см2
2,0-4,0
0,12
Элемер-АИР-30Ех
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»


давление газа до РДБК
PI-347
PI-348
кгс/см2
1,5-4,0
1,5
Визуально по манометру


давление газа после РДБК ПТБ-10/1


PISA-353

кгс/см2
0,05-0,62
1,5
ВЭ-16рб (ЭКМ)
Визуально по манометру


давление газа после РДБК ПТБ-10/2
PISA-354
кгс/см2
0,05-0,62
0,12
Элемер-АИР-30Ех
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»


Давление воздуха в топку
РSА-347
РSА-348
кПа (кгс/м2)
2ч6
200-600
2,5
ДРД-2,5


Расход продукта

FIRSA-412
FIRSA-413
м3/час
200-500
0,5
СУ, Метран-100-ДД
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»


температура
дымовых газов
ТIRSA-210
ТIRSA-212
С0
0-650
2
ТХА 9416, ТП-2187
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»
По показаниям на графической панели системы азототушения ПТБ-10



температура
продукта на выходе ПТБ-10/1

ТIRSA-211

С0
0-70
В
ТСМ 9201
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»


температура
продукта на выходе ПТБ-10/2

ТIRSA-213

С0
0-70
В
ТС-1187
По показаниям на регистраторе в БУ «Сатурн»



21
УУГ - факел высокого давления
МП-4У


Давление избыточное
PI-39
кгс/см2
0,1-2,0
1,5



Давление абсолютное в трубопроводе
PT-382
МПа
0,11-0,30
0,25
Метран-55-ДА
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


температура
газа
TI-230
TТ-231
С0
0-35
0,5
ТСПУ Метран-276
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


расход газа

FQIRA-417
м3/час
220-1800
1,5
Dymetic-1223-K
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ.

22
УУГ - факел низкого давления
МП-4У


Давление избыточное
PI-394
кгс/см2
0,01-0,1
1,5



Давление абсолютное в трубопроводе
PT-395
МПа
0,101-0,11
0,25
Метран-55-ДА
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


температура
газа
TI-228
TТ-229
С0
0-35
0,5
ТСПУ Метран-276
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


Расход
газа
FQIRA-415
м3/час
220-1800
1,5
Dymetic-1223-K
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ.

23
УУГ – Газопровод высокого давления (ГКС «Вах»)


Давление избыточное
PI-396
кгс/см2
0,1-2,0
1,5
МП-4У


Давление абсолютное в трубопроводе
PT-397
МПа
0,11-0,30
0,25
Метран-55-ДА
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


температура

TI-222
TТ-223
С0
0-35
0,5
ТСПУ Метран-276
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


расход

FQIRA-416
м3/час
220-1800
1,5
Dymetic-1223-K
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ.

24
УУГ – Газопровод «котельная ЦПС»


Давление избыточное
PI-3100
кгс/см2
1,6-4,0
1,5
МП-4У


Давление абсолютное в трубопроводе
PT-3101
МПа
0,26-0,5
0,5
415-ДА-ВН
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


температура

TI-226
TТ-227
С0
0-35
1,0
ТСМУ 9418
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


расход

FQIRA-419
м3/час
10-110
1,5
Dymetic-1223-Т
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ.

25
УУГ - ПТБ-10 №1,2


Давление избыточное
PI-398
кгс/см2
1,6-4,0
1,5
МП-4У


Давление абсолютное в трубопроводе
PT-399
МПа
0,26-0,5
0,25
Метран-55-ДА
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


температура

TI-224
TТ-225
С0
0-30
0,5
ТСПУ Метран-276
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ и на АРМ в операторной


расход

FQIRA-418
м3/час
230-900
1,5
Dymetic-1223-K
по цифровому табло Dymetic-5123.1 на панели в БКУ.

26
ЕП-2,3,4,5,6,7,8,9,10,12,16,17


МП-4У
Визуально по манометру





давление на выкиде насоса НВ 50/50
PI-335
PI-338
PI-337
PI-321
PI-384
PI-383
PI-386
PI-385
PI-336
PI-387
PI-382
PI-3102
PI-3103
кгс/см2
2,5-5,0
1,5



уровень жидкости
LA-132
LA-133
LA-134
LA-135
LA-136
LA-137
LA-138
LA-139
LA-140
LA-141
LA-142
LA-143
м
0,5-2,0

ДУЖ-1М, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной

27
РВС-5000м3 №1
Optiflex-1300C, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


уровень жидкости
LIС-122
м
4,5-10,5
8,5-10,5




уровень воды
LIС-122
м
2,5-6,5



28
РВС-5000м3 №2
Optiflex 1300C, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


уровень жидкости
LIС-124
м
4,5-9,0
8,5-9,0




уровень воды
LIС-124
м
2,5-6,5



29
РВС-3000м3 №3


уровень жидкости
LIС-131
м
2,5-10,5

Optiflex 1300C, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной

36
РВС-5000м3 №4


уровень жидкости
LIС-128
м
4,5-10,5
8,0-10,5

Optiflex 1300C, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


уровень воды
LIС-128
м
2,5-6,5



31
РВС-5000м3 №5


уровень жидкости
LIС-127
м
4,5-10,5
8,5-10,5

Optiflex 1300C, ПМП-152
Визуально по монитору и звуковой сигнализации на компьютере в операторной


уровень воды
LIС-127
м
2,5-6,5



18
Нефть УУН-1
ТПР НОРД-100
Визуально по монитору на компьютере в операторной


Расход нефти по одной линии
FQ-41
FQ-42
FQ-43
м3/час
100-200



32
Нефть УУН-2


Расход нефти по одной линии
FQ-49
FQ-410
FQ-411

м3/час
28-56

ТПР НОРД-80
Визуально по монитору на компьютере в операторной

33
Нефть УУ- пункт налива нефти ПНН


Расход нефти
FQ-45
FQ-46
м3/час
5-30

ТПР НОРД-65
Визуально по монитору на компьютере в операторной

34
КССВ


давление на выходе
PISA
PI
кгс/см2
2,2-6,0

1,5

ДМ-2005 (ЭКМ)
Визуально по манометру


Контроль технологического процесса
Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14315
Аналитический контроль технологического процесса

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт
место отбора пробы (место установки средств измерений)
контролируемые показатели
методы контроля (методика анализа, ГОСТ, отраслевой стандарт)
норма
частота контроля

1
Жидкость на входе на установку.
Приемная гребенка
Содержание воды
содержание мехпримесей
ГОСТ 2477 – 65*
ГОСТ 6370 – 83

2 раза в сутки


2
Нефть потребителю
Узел учета нефти
Содержание воды
содержание мехпримесей
ГОСТ 2477 – 65*

ГОСТ 6370 – 83*
Не более 1%
Не более 0,05% (500мг/дм3)
2 раза в сутки
1 раз в неделю

3
Подтоварная вода на БКНС
Узел учета воды
Массовая концентрация нефти, мг/дм3
МВИ 02-24./Х1/МВИ-2/02.2008
до 50,0
1 раз в сутки





Массовая концентрация механических примесей, мг/дм3
ОСТ 39-231-89

до 50,0
1 раз в неделю

4
Приготовление и дозировка деэмульгаторов
Блочная установка БР – 1,2
Агрегатное состояние и однородность.
Содержание основного вещества в продукте.
Плотность.
Вязкость при 200 сСт
Температура застывания, 0С
Температура вспышки, 0С
Содержание деэмульгатора в рабочем рас-ре.
ГОСТ 23932 – 79


По ТУ на реагент (деэмульгатор)

ГОСТ 3900 – 85
ГОСТ 33 – 82

ГОСТ 20287 – 74

ГОСТ 6356 – 75












По мере поступления





5
Воздух в рабочей среде
Все помещения и технологические площадки
Содержание углеводородов
Приборами
СТМ – 10
СГГ – 20
300 мг/м3
Постоянно
Периодично

Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14415
Перечень блокировок и сигнализации

наимено
вание параметра
наимено
вание оборудования
критичес кий параметр
величина устанавливае мого предела
Блокировка
сигнализа ция
операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию





min
max
min
max
min
max


УРОВЕНЬ

1
Уровень (м)
СН-1/1
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
Optiflex-1300С, РэмТЭК-02, ПМП-152
Автоматическое открытие, закрытие. Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

2
Уровень (м)
СН-1/2
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
Optiflex-1300С, РэмТЭК-02, ПМП-152
Автоматическое открытие, закрытие. Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

3
Уровень (м)
СН-1/3
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
Optiflex-1300С, РэмТЭК-02, ПМП-152
Автоматическое открытие, закрытие. Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

4
Уровень (м)
СН-2/1
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
ПМП-152
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

5
Уровень (м)
СН-2/2
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
ПМП-152
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

6
Уровень (м)
СН-2/3
0,65
1,8
0,75
1,75
-
-
0,75
1,75
ПМП-152
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

7
Уровень (м)
СГ-1
0,24
0
0,3
-
-
-
0,24
ПМП-152
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

8
Уровень (м)
СГ-2
0,6
0
0,6
-
-
-
0,6
СУ-1С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

9
Уровень (м)
СГ-3
0,6
0
0,6
-
-
-
0,6
СУ-1С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

10
Уровень жидкости (м)

РВС-5000м3 №1,2,4,5
10,5
-
10,5
-
-
-
10,5
ПМП-152 – 2 шт.
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

11
Уровень нефти (м)

РВС-5000м3 №1,2,4,5
10,5
8,5
10,5
-
-
8,5
10,5
Optiflex-1300С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

12
Уровень водяной подушки (м)
РВС-5000м3 №1,2,4,5
6,5
2,5
6,5
-
-
3,0
4,5
Optiflex-1300С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

13
Уровень жидкости (м)

РВС-3000м3 №3
10,5
-
10,5
-
-
-
10,5
ПМП-152 – 2 шт.
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной

14
Уровень нефти (м)

РВС-3000м3 №3
10,5
8,5
10,5
-
-
8,5
10,5
Optiflex-1300С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

15
Уровень водяной подушки (м)
РВС-3000м3 №3
6,5
2,5
6,5
-
-
3,0
4,5
Optiflex-1300С
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

16
Уровень (м)
БРХ-1
0,3
1,3
0,30
1,30
0,30
1,30
0,30
1,30
ВПВ-1А
Отключение дозировочного насоса, световая индикация и звуковая сигнализация в операторной по минимальному уровню.
Отключение насоса закачки по максимальному уровню.

17
Уровень (м)
БРХ-2
0,15
1,30
0,15
1,30
0,15
1,30
0,15
1,30
ВПВ-1А
Отключение дозировочного насоса, световая индикация и звуковая сигнализация в операторной по минимальному уровню.
Отключение насоса закачки по максимальному уровню.

18
Уровень (м)
ЕП-2,3,4,5,6,7,8,9,10,12,16,17
2,4
1,0
2,4


-
2,4
ДУЖ 1М, ДУЖЭ-200, ПМП-152
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной. (АРМ)



Давление

19
Давление
кгс/см2
На выкиде агрегата №1 ЦНС-300х240
до задвижки
27
11,0
27
11,0
27
11,0
27
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

20
Давление
кгс/см2
На выкиде агрегата №2 ЦНС-180х212
до задвижки
23
11
23
11
23
11
23
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата


Давление
кгс/см2
На выкиде агрегата №3 ЦНС-180х128
до задвижки
14
9,5
14
9,5
14
9,5
14


21
Давление
кгс/см2
Вход Н-1,2,3
1,2
0,1
---
0,1
---
0,1
---
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

22
Давление
кгс/см2
На выкиде агрегата №11,12,14 ЦНС-300х180
до задвижки
20
11
20
11
20
11
20
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

23
Давление
кгс/см2
Вход
Н-11,12,14
1,2
0,1
---
0,1
---
0,1
---
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

24
Давление
кгс/см2
На выкиде агрегата №17,18 ЦНС-300х180
до задвижки
20
11
20
11
20
11
20
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

25
Давление
кгс/см2
Вход Н-17,18
1,2
0,1
---
0,1
---
0,1
---
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насосного агрегата

26
Давление
кгс/см2
СН-1/1, 1/2, 1/3
2,0
1,6
2,0
---
---
1,7
2,0
Элемер-АИР-30
Световая, звуковая сигнализация в операторной

27
Давление
кгс/см2
СН-2/1, 2/2, 2/3
0,1
---
0,1
---
---
---
0,09
Элемер-АИР-30
Световая, звуковая сигнализация в операторной

28
Давление
кгс/см2
Газ в СГ-1
2,0
1,6
2,0
---
---
1,7
2,0
Элемер-АИР-30
Световая, звуковая сигнализация в операторной

29
Давление
кгс/см2
Общий газовый коллектор I ступени КСУ
2,0
1,6
2,0
---
---
1,7
2,0
Элемер-АИР-30, РэмТЭК-02
Автоматическое открытие, закрытие.
Световая индикация и звуковая сигнализация в операторной.

30
Давление
кгс/см2
Общий газовый коллектор II ступени КСУ
0,1
---
0,1
---
---
---
0,09
Элемер-АИР-30
Световая, звуковая сигнализация в операторной

31
Давление
кгс/см2
На выходе насоса-дозатора в БРХ-1
5,2
1,2
5,2
1,2
5,2
1,2
5,2
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насоса-дозатора

32
Давление
кгс/см2
На выходе насоса-дозатора в БРХ-2
5,2
1,2
5,2
1,2
5,2
1,2
5,2
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Автоматическое отключение насоса-дозатора

33
Давление
кгс/см2
На выходе КССВ
6
2,5
6
2,5
6
2,5
6
ДМ-2005 (ЭКМ)
Автоматическое включение-отключение компрессора

34
Давление жидкости
кгс/см2
На выходе из ПТБ-10/1,2
4,0
2,0
4,0
2,0
4,0
2,0
4,0
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

35
Давление питательного воздуха
кгс/см2
На клапана ПТБ-10/1,2
6
2,5
6
2,5
6
2,5
6
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

36
Давление воздуха
кгс/м2
Напор воздуха в топку ПТБ-10/1,2
200
200
---
200
---
200
---
ДРД-2,5
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

37
Давление газа
кгс/см2
Газ после РДБК
ПТБ-10/1,2
0,62
0,05
0,62
0,05
0,62
0,05
0,62
ДМ-2005 (ЭКМ)
Световая, звуковая сигнализация в операторной


Температура

38
Температура єС
Нагрев передних, задних подшипников насоса и эл.двигателя, линии разгрузки насосных агрегатов ЦНС (8 шт.)
70
-
70
-
70
-
70
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.
Автоматическое отключение насосного агрегата.

39
Температура єС
Нагрев передних, задних сальников НН-1,2,3,11,12,14
70
-
70
-
70
-
70
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.
Автоматическое отключение насосного агрегата.

40
Температура єС
температура
дымовых газов
ПТБ-10/1,2
650
-
650
-
650
-
650
ТХА-9416, ТП-2187
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

41
Температура єС
температура
продукта на выходе ПТБ-10/1,2
70
-
70
-
70
-
70
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной.
Остановка ПТБ-10

42
Температура єС
температура
в топочном барабане ПТБ-10/1,2
70
---
60
---
60
---
60
Закрытие заслонки на датчик СТМ-10 для анализа загазованности в топочном пространстве, запрет розжига горелок ПТБ-10, световая сигнализация в БУ «Сатурн»

43
Температура єС
Нагрев деэмульгатора в БРХ №1

50
---
50
---
---
---
---
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной.
Автоматическое включение-отключение ТЭН.

44
Температура єС
Возгорание (нагрев окружающей среды) в РВС-1,2,3,4,5
80
-
70
-
-
-
70
ИП 103-1В, ИП 101-07е
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке. Пуск АСПТ.

45
Температура єС
Возгорание (нагрев окружающей среды) на площадке ПТБ-10/1,2
80
-
70
-
-
-
70
ИП 103-1В
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке. Пуск АСПТ.

46
Температура єС
Возгорание (нагрев окружающей среды) на площадке КСУ, СГ-1
80
-
70
-
-
-
70
ИП 103-1В
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке. Пуск АСПТ.

47
Температура єС
Возгорание (нагрев окружающей среды) в БРХ-1,2
80
-
70
-
-
-
70
ИП 103-1В
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке.

48
Температура єС
Возгорание (нагрев окружающей среды) на площадке СГ-2
80
-
70
-
-
-
70
ИП 103-1В
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке.

Загазованность

49
Загазованность
%НКПР
Насосные внешней, внутренней перекачки нефти, водонасосная
50
-
40
-
40
-
20
При 20% включается вентилятор и светозвуковая сигнализация, при 40% останавливаются насосные агрегаты, отключается вентиляция.

50
Загазованность
%НКПР
ГРП ПТБ-10/1,2
50
-
40
-
-
-
40
При 20% открывается шибер на продувку ГРП, при 40% включается звуковая сигнализация.

51
Загазованность
%НКПР
Воздуховод ПТБ-10/1,2
50
-
20
-
20
-
20
При 20% отключается вентилятор, прекращается подача топливного газа на горелки.
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.

52
Загазованность
%НКПР
Топочный барабан ПТБ-10/1,2
50
-
20
-
20
-
20
При 20% блокируется подача искры на горелки.
Световая сигнализация в БУ «Сатурн»

53
Загазованность
%НКПР
Площадка ЕП-4
50
-
20
-
-
-
20
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.

Прочие

54
Отсутствие пламени
Погасание факела одной из горелок на ПТБ-10/1,2
Нет пламени
-
Нет пламени
-
Нет пламени
-
Нет пламени
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

55
Напряжение
Исчезновение напряжения в цепях управления ПТБ-10/1,2
Нет напряжения
-
Нет напряжения
-
Нет напряжения
-
Нет напряжения
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

56
Расход
Расход жидкости через ПТБ-10/1,2
м3/час
200
200
500
200
-
200
-
Световая, звуковая сигнализация в операторной
Остановка ПТБ-10

57
Открытие кожуха полумуфты насосного агрегата
Н-1,2,3,11,12,14
Н-17,18
Кожух полумуфты открыт
-
Кожух полумуфты открыт

Кожух полумуфты открыт

Кожух полумуфты открыт
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.
Автоматическое отключение насосного агрегата.

58
Неисправность датчика
Неисправность СУ-1С на СГ-2, СГ-3
Неисправность СУ-1С
-
Неисправность СУ-1С
-
-
-
Неисправность СУ-1С
Световая индикация, звуковая сигнализация в операторной.

59
Возгорание
Возгорание в насосных внешней, внутренней перекачки нефти
Пламя
-
Пламя
-
Пламя
-
Пламя
Пульсар 2-12С
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке.
Отключение вентиляции, отключение насосных агрегатов, пуск АСПТ

60
Возгорание
Возгорание в ТО БРХ-1
Пламя
-
Пламя
-
Пламя
-
Пламя
Пульсар 2-12С
Световая сигнализация, звуковая сигнализация в операторной, речевое оповещение на технологической площадке.



Основные положения пуска и остановки технологического комплекса (ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА) при нормальных условиях
До начала пуска должны быть:

закончены все строительно-монтажные работы и произведена очистка территории от посторонних предметов;
произведена ревизия и обкатка основного и вспомогательного оборудования;
технологическое оборудование и трубопроводы проверены и испытаны;
разработана и утверждена техническая документация;
создан необходимый запас хим. реагентов и материалов;
установка укомплектована первичными средствами пожаротушения;
обслуживающий персонал обучен, аттестован и обеспечен индивидуальными средствами защиты;
проведена тренировка по ПЛА.
Ввод вновь смонтированного и модернизированного оборудования в эксплуатацию может быть произведен при наличии комплекта исполнительной документации, после проведения необходимых испытаний, выполнения пусконаладочных работ, устранения всех замечаний и неисправностей, выявленных комиссией, и при наличии положительного заключения органа Госгортехнадзора РФ
Ввод в эксплуатацию построенных трубопроводов осуществляется в комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания и ремонта трубопроводов, системами измерения количества и качества перекачиваемой жидкости, устройствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованного и утвержденного согласно правил.
Пуск в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта (без модернизации и изменения размещения) осуществляется руководством цеха с участием соответствующих специалистов с оформлением разрешения, согласно положению о пуске в эксплуатацию оборудования после капитального ремонта, которое прикладывается к паспорту оборудования .
Пуск в эксплуатацию промысловых трубопроводов, после их капитального ремонта, осуществляется комиссией цеха при условии проведения необходимых испытаний, указанных в плане работ или в проекте, с составлением акта.
Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда, работающего под давлением (подлежащего регистрации в органах Госгортехнадзора РФ) выдается инспектором ГГТН РФ, после его регистрации на основании технического освидетельствования и проверки организации обслуживания и надзора.
Разрешение на ввод в эксплуатацию сосуда,( не поднадзорного ГГТН РФ) выдается лицом назначенным приказом по управлению для осуществления надзора за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов.
Сосуд (группа сосудов, входящих в установку) может быть включен в работу на основании письменного распоряжения по управлению (для вновь смонтированных сосудов).
Включение сосудов, работающих под давлением, в работу после ремонта, технического освидетельствования и других остановок осуществляется по письменному распоряжению руководства цеха в соответствии с записью в паспорте сосуда.
Разрешение на ввод в эксплуатацию грузоподъемных механизмов (не подлежащих регистрации в ГГТН РФ) выдается инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных машин на основании документации предприятия- изготовителя и результатов технического освидетельствования.
Пуск грузоподъемных машин в работу после ремонта производится по разрешению инженерно-технического работника, ответственного за содержание грузоподъемного механизма в исправном состоянии с записью в журнале ремонтов.
После испытания на прочность и герметичность технологических трубопроводов и оборудования, и приемки его рабочей комиссией, производится пуск УПН (ЦПС) в ручном режиме.

Пуск в работу УПН (ЦПС) в нормальных условиях
Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14515
Последовательность действий по запуску Комплекса

ДЕЙСТВИЕ
ШАГ ДЕЙСТВИЯ

1
Подготовка к пуску.
При помощи тщательного осмотра убедиться в отсутствии видимых нарушений целостности и в исправности pезеpвуаpов, фланцевых соединений, запоpной аpматуpы, пpедохpанительных и дыхательных клапанов, закpытии световых, замеpных люков, люков-лазов, сpедств контpоля и автоматики.



Пpовеpить pаботоспособность задвижек по линии входа и выхода жидкости в pезеpвуаp.



Пpовеpить pаботоспособность задвижек по линии входа и выхода жидкости в сепараторы.



Закрыть дренажи с нефтяных и газовых сепараторов в ЕП, фильтров насосов и УУН.



Проверить работоспособность дренажных емкостей.



Проверить работоспособность систем вентиляции в БРХ и насосных.



Подать электроэнергию и включить электрооборудование.



Проверить работоспособность КИПиА, систем сигнализации и блокировок, с составлением актов.



Пpовеpить наличие и исправность средств пажаpотушения



Включить в работу контpольно-измеpительные пpибоpы.



Проверить работоспособность насосов внешней перекачки нефти, водонасосной.

2
Пуск концевой сепарационной установки КСУ.
Открыть задвижки № 26, 27, 28 (выход газа из СН), № 16 (выход газа из СГ – 1).



Постепенным открытием задвижек № 160, 161, 162 заполнить СН-1/1, 1/2, 1/3 до рабочего уровня (0,5 % объема), задвижкой № 32 регулируем давление в СН
(СГ – 1) 1,6-1,8 кгс/см2.



Произвести розжиг факела 1-ой ступени сепарации.




При наборе уровня в СН 50 % объема и повышении давления в СН (СГ – 1) до 1,6-1,8 кгс/см2 осуществляем запуск узла 2-ой ступени сепарации:
открываем задвижки № 49, 50, 51 (выход газа из СН);
открываем задвижки № 37, 38, 41, 42, 46, 45 подаем эмульсию на вторую ступень сепарации;




Произвести розжиг факела 2-ой ступени сепарации.



3
Пуск в работу РВС 5000 № 1,2,4,5.
Постепенным открытием задвижек:
при работе РВС-5000№1 задвижки № 55,56,57,78,88;
при работе РВС-5000№2 задвижки № 55,56,57,141,83;
при работе РВС-5000№4 задвижки № 55,56,57,276,247;
при работе РВС-5000№5 задвижки № 55,56,57,16,3,270;
подаем эмульсию в резервуар.



После набора уровня пластовой воды до 4м открываем задвижки: при работе РВС-5000№1 задвижки №89, 246, 243;
при работе РВС-5000№2 задвижки №84, 246, 243;
при работе РВС-5000№4 задвижки № 275, 245, 243;
при работе РВС-5000№5 задвижки № 271,245, 243;
начинаем сброс воды в РВС-3000№3.



При достижении уровня нефти в резервуаре 8,7м производим запуск насосов внешней перекачки нефти, открываем задвижки: при работе РВС-5000№1 задвижки №87, 79, 278;
при работе РВС-5000№2 задвижки № 81, 79, 278;
при работе РВС-5000№4 задвижки № 266, 259, 277, 278;
при работе РВС-5000№5 задвижки № 273, 277, 278;
подаем нефть на вход насосов.



4
Пуск в работу узла учета нефти №1 УУН-1
Открыть задвижки: № 129, 123, 120, 111, 97 (1-я измерительная линия УУН);
№ 128, 122, 119, 111, 97 (2-я измерительная линия УУН);
№ 127, 121, 118, 111, 97 (3-я измерительная линия УУН);

Пуск насоса осуществляется согласно инструкции ИЭ 0-21-04 .





Остановка УПН (ЦПС) в нормальных условиях
Различают три вида остановки УПН (ЦПС);
а) длительная остановка, связанная с проведением ремонтных работ и других видов регламентных работ;
б) кратковременная остановка, связанная с проведением ремонтных работ и других видов регламентных работ;
Остановка УПН (ЦПС) проводится по письменному распоряжению руководства ЦППН – 2.










Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14615
Последовательность действий по остановке Комплекса


ДЕЙСТВИЕ
ШАГ ДЕЙСТВИЯ

1
Длительная остановка.
Проинформировать все заинтересованные службы о начале остановки УПН (ЦПС)



Перевести управление приборами КИП с "автоматического" на "ручное"



Понизить до минимального значения уровень в сепараторах.



Остановить действующий фонд скважин ДНС-1, ДНС-2, остановить откачку нефти на УПСВ-4,5,6.



Прекратить поступление жидкости на УПН (ЦПС)-закрыть задвижки на входной гребенке №587, 283, 5, 586, 93, 92, 94 .



Прекратить подачу деэмульгатора, остановить насосы-дозаторы.



Остановить откачку нефти в напорный трубопровод, остановить насосы, закрыть входные и выходные задвижки на насосах.



Остановить откачку воды на БКНС.



После снижения давления в установке до атмосферного, закрыть задвижки сброса газа на факел.



Погасить факел низкого давления и отсечь от факельного коллектора аппараты;
Отключить НГС от технологической схемы, закрыть задвижки на входе и выходе жидкости и газа.



При необходимости проведения ремонтных работ, подготовить участок трубопровода или аппарат в соответствии с инструкцией по подготовке оборудования к ремонту.

2
Кратковременная остановка.

Кратковременная остановка установки производится без освобождения аппаратов от продукта и может быть вызвана возникновением незначительных неисправностей на трубопроводах или аппаратах установки.



При возможности работы установки с отсеченным поврежденным участком, произвести его отключение, освободить от продукта и подготовить к проведению ремонтных работ, в случае необходимости ограничить или прекратить прием нефти с месторождений.



Перед прекращением приема нефти на установку, перевести управление приборами с "автоматического" на "ручное".



После отключения дефектного участка или окончания ремонтных работ, приступить к пуску установки и выводу ее на нормальный технологический режим.



Остановка факельной системы производится только в аварийном случае для ремонтных работ, связанных с ремонтом ствола факела, дежурных горелок, отказа средств контроля, при этом должен быть организован временный сброс газа на временный факел.


безопасная эксплуатация производства


Технологический процесс характеризуется наличием следующих опасных и вредных производственных факторов:
- процесс ведется под избыточным давлением (до 3,5 кгс/см2);
- давление нагнетания насосов ЦНС составляет до 27,0 кгс/см2;
- для перекачки нефти, вентиляции помещений используется динамическое оборудование имеющее электропривод с напряжением питания 380 В;
- применением метанолосодержащих хим. реагентов;
- применением для отогрева трубопроводов и подготовки оборудования к ремонту водяного пара с температурой до 160 Со
- необходимостью обслуживания оборудования находящегося на отметках до +11 м от поверхности земли;
- наличием подземной сети канализации, нефте- и газопроводов;
- наличием факельной установки для сжигания газа;
- наличием автодорог на территории установки;
- возможностью образования взрывоопасных концентраций углеводородов при проведении зачистных или ремонтных работ в емкостях;
- возможностью накопления зарядов статического электричества при движении нефтепродуктов по трубопроводам и т.д.
Основными источниками вредных для здоровья человека продуктов являются;
- выхлопы газообразных нефтепродуктов от дыхательных клапанов дренажных емкостей;
-“дыхание" расходной емкости деэмульгатора.
- Дымовые газы факела


К наиболее опасным местам на УПН (ЦПС) Центрально-Вахского месторождения относятся:
- РВС-5000№1,2,4,5;
- РВС-3000№3;
- насосная внешней перекачки нефти;
- насосная внутренней перекачки нефти;
- водонасосная;
- ПТБ-10/1,2;
- пункт налива нефти;
- ЕП-2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,14,15,16,17
- БРХ-1,2;
- УУГ;
- УУН;
- УУВ;
Электрощитовые.






8.1 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса.

Технологический процесс на УПН (ЦПС) ведется непрерывно в закрытых аппаратах. Отвод попутного нефтяного газа производится по закрытой схеме на факел или ГКС «Вах», а подтоварной воды на БКНС.
Контроль за параметрами и управление технологическим процессом осуществляется дистанционно по приборам, установленным в операторной, со световой и звуковой сигнализацией достижения предельно допустимых и аварийных значений.
Регулирование основных параметров, определяющих безопасность ведения технологического процесса, осуществляется в автоматическом режиме. При достижении аварийных значений параметров процесса, определяющих его взрывопожароопасность, происходит остановка отдельного оборудования или срабатывание исполнительных механизмов предотвращающих развитие аварийной ситуации (открытие предохранительных клапанов, остановка насосов).
С целью своевременного обнаружения разгерметизации оборудования и загазованности территории, насосные нефти оборудованы датчиками загазованности типа СТМ-10, сигнал от срабатывания которых выведен на пульт управления в операторную и сблокирован с включением вытяжной вентиляции. Контроль за состоянием воздушной среды открытых площадок осуществляется путем анализа газовоздушной среды (ГВС) переносным газоанализатором.
Производственные помещения установки имеют необходимое освещение и оборудованы системами электрического отопления, вентиляции и сигнализации загазованности. Установленное в них оборудование надежно закреплено, имеет; герметичное уплотнение фланцевых соединений трубопроводов и вращающихся частей механизмов во избежание утечек продукта, ограждение вращающихся и движущихся частей насосов, посты управления и приборы контроля за параметрами работы, защитное заземление.
Оборудование открытых площадок имеет необходимые для обслуживания площадки и переходы. Территория установки имеет внешнее ограждение, оборудована дорогами и проездами, наружным освещением, знаками безопасности.
















Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14715
Взрывопожароопасные, токсические свойства сырья, продукции и отходов производства

наименование сырья, продукции, отходов производства
агрегатное состояние
класс опасности
температура
концентрационный предел
Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)
предельная допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений





вспышки
воспламенения
самовоспламенения
нижний предел
верхний предел



1
Нефть
жидкое
3
11

500
1,26
6,5
Оказывает наркотическое действие, раздра- жает дыхатель- ные пути, пары нефти оказываю вредное воздейст -вие на центральную нервную систему.
300мг/м3


Попут- ный газ
газообразное
3



2,1
9,5
Обладает удушаю-щим и отравляющим действием.
300


Деэму льгатор СНПХ-4315
жидкое
3
25
26
425
6,7
34,7
Токсично при вдыхании и попадании внутрь организма, вреден при контактах с кожей.
5


Деэму льгатор СНПХ-4810А
жидкое
3
25

425
6,7
34,7
Токсично при вдыхании и попадании внутрь организма, вреден при контактах с кожей.

5


Деэму льгатор СНПХ-4460
жидкое
3
25

425
6,7
34,7
Токсично при вдыхании и попадании внутрь организма, вреден при контактах с кожей.
5


Деэму льгатор Сепа рол
жидкое
3
17

300
6,7
34,7
Токсично при вдыхании и попадании внутрь организма, вреден при контактах с кожей.
5


Деэму льгатор Кеме ликс
жидкое
3
11
Высокогорю чее

6,98
35,5
Вызывает раздражение слизистой оболочки глаз, верхних дыхательных путей, кожных покровов
5


Деэму льгатор Диссолван
жидкое
4
11

455
5,5
44
Токсично при вдыхании и попадании внутрь организма, вреден при контактах с кожей.
5



9
Мета нол
жидкое
4
8
13
464
6,7
84,7
Метанол – сильнодействующий яд, вызывающий поражение централь ной нервной системы. При приеме внутрь вызывает слепоту и смерть. Тяжелое отравление сопровождающееся, слепотой вызывают 5-10гр. метанола.
5


Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14815
Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок
Категории взрывопожарной и пожарной опасности зданий и помещений и
наружных установок
Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования (ПУЭ)
Группа производственных процессов по санитарной характеристике




класс взрывоопасной или пожароопасной зоны
категория и группа взрывопожароопасных смесей


1
Технологическая площадка СН; СГ-1,2,3
АН
В-1г
IIА-Т1
IIА-Т3


2
Узел учета нефти
АН
В-1г
IIА-Т3


3
Узел учета газа (на ГКС Вах)
АН
В-1а
IIA-Т1


4
Узел учета газа (на ФВД)
АН
В-1г
IIА-Т1


5
Узел учета газа (на ФНД)
АН
В-1г
IIА-Т1


6
Узел учета газа (на ПТП-10)
АН
В-1г
IIА-Т1


7
Узел учета газа (на котельную ЦПС)
АН
В-1г
IIА-Т1


8
Насосный блок внутренней перекачки нефти
А
В-1а
IIА-Т3


9
Насосный блок внешней перекачки нефти
А
В-1а
IIА-Т3


10
Водонасосная
Д
В-1б
-


11
Операторная
В
П-IIа
-


12
Дренажная емкость 2,3,4,5,6,7,8,9, 10,11,12,14, 15,16,17
АН
В-1г
IIА-Т3


13
БРХ-1
(деэмульгатор)


А
В-1а
IIA-Т2


14
БРХ-2
(метанол)
А
В-1а
IIA-Т2


15
Резервуарный парк РВС-5000 №1,2,4,5
АН
В-1г
IIА-Т3


16
Резервуарный парк РВС-3000 №3
АН
В-1г
IIА-Т3


17
Факельная установка ВД и НД
АН
В-1г
IIА-Т1


18
Площадка
ПТБ-10/1,2
АН
В-1г
IIА-Т1
IIА-Т3





Таблица 13 SEQ Таблица \* ARABIC 14915
Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации

Вид аварийного состояния производства
Причина возникновения
Действия персонала по устранению аварийного состояния

1
Ухудшение качества нефти, повышение содержания воды в нефти на выходе с УПН (ЦПС)
1.Недостаточное количество подачи реагента
2. Снижение качества реагента
3.Высокий уровень водяной подушки в резервуаре
4.Прорыв газа со 2-ой ступени (УСТН) сепарации в РВС
1.Проверить работу насоса-дозатора БРХ, устранить неисправность.
2.Увеличить подачу реагента.
3. Увеличить сброс воды в РВС-300№3, уменьшить водяную подушку.
4.Проверить давление газа на факел низкого давления


2
Увеличение содержания нефти в подтоварной воде, сбрасываемой на БКНС
1. Прорыв газа со 2-ой ступени сепарации в РВС
2. Плохое расслоение нефтяной эмульсии из-за отклонений в подаче деэмульгатора.
1.Проверить соответствие давления газа на 2-ой ступени сепарации с предельным параметром давлениям, указанным в технологическом регламенте.
2. Проверить наличие подачи реагента в поток нефтяной эмульсии и при необходимости увеличить подачу реагента.


3
Переполнение сепаратора СН
Не работает регулятор уровня
1. Проверить работу регулятора уровня СН при необходимости перейти на ручное управление.

4
Поступление жидкости в СГ-1, в газопровод
Превышение уровня жидкости в СН.

1.Отрегулировать уровень нефти в СН в соответствии с регламентом.
2.Проверить работу регуляторов уровней установленных на выходе жидкости с СН.

5
Уменьшение или увеличения
давления в СН

1.Изменение количества поступающей жидкости в СН
2.Уменьшение или увеличение давление в газопроводе.

1.Дать заявку в ЦТОРТиЛПА-1 для определения причины уменьшения или увеличения давления в НСК.
2. Дать заявку в ЦТОРТиЛПА-1 для определения причины уменьшения или увеличения давления в газопроводе.

6
Повышенная вибрация.
1.Неправильная центровка электродвигателя с насосом.
2.Износ подшипников на электродвигателе или на насосе.
3. Ослаблена рама установки насоса и эл. двигателя.

1.Отцентрировать насос с электродвигателем
2. Проверить состояние подшипников
3. Проверить основание (рамы) установки насоса и эл. двигателя.

7
Низкое давлении на приеме насоса
1.засорение фильтра на приеме насосного агрегата
2. уровень жидкости в РВС ниже регламен-тируемого
1. Почистить фильтр на приеме агрегата
2. Увеличить уровень жидкости в РВС

8
Насос не развивает давление
1.Насос загазован
2. Не достаточное поступление нефти на прием насоса
(засорение фильтра на приеме насосного агрегата)
3. Износ рабочих деталей насоса
1. Дренировать газ насос через спускные вентиля на насосе и фильтре.
2. Проверить пропускную способность фильтра.
3. Провести техническое обслуживание, или заменит насос



9
Повышение температуры сальникового устройства.
Сильно затянуты сальники в сальниковом устройстве.

Ослабить сальник

10
Остановка насоса
Сработала автоматическая блокировка защиты по причине:
1.Повышенная загазованность в насосном блоке
2.Повышенная температура сальниковых уплотнений до 70оС
3.Повышенная температура подшипников до 70оС
4.Повышенная температура жидкости в разгрузочном устройстве до 70оС
5.Повышение давления на выходе насоса или понижение давления на приеме насоса относительно регламентированных.




1.Необходимо проветривать помещение насосной естественными способами, открыть двери, окна.
2.Отрегулировать сальники, обеспечить проток нефти, воды.


3.Произвести замену смазки подшипников, при необходимости заменить подшипник.

4.Проверить положение ротора по устройству контроля положения и произвести регулировку ротора.



5.1.Отрегулировать давление на выходе насоса задвижкой.

5.2. Проверить работоспособность фильтра, при необходимости прочистить.






пожарная безопасность

Технологическая площадка характеризуется большой плотностью размещения оборудования, разветвленной сетью обвязочных технологических трубопроводов, множеством фланцевых соединений и арматуры. Компоновка оборудования может способствовать распространению пожара сверху вниз и наоборот. Для возникновения пожара, взрыва необходимо наличие трех факторов: горючего вещества, окислителя и источника загорания. Все эти факторы в достаточном количестве присутствуют на УПН (ЦПС). Для обеспечения пожарной безопасности УПН (ЦПС) решающее значение имеет предотвращение возникновения ситуации ведущих к появлению очага и развитию пожара горючей жидкости (нефти) или парогазовоздушной смеси. При эксплуатации объекта в соответствии с утвержденным регламентом проведении аналитического контроля за работой оборудования согласно графика, своевременности осуществления планово-предупредительного ремонта и ревизии оборудования обеспечивается высокий уровень пожарной безопасности УПН (ЦПС).
Основные проблемы пожарной безопасности УПН (ЦПС) связаны с выходом паров нефти при заполнении резервуаров и емкостей нефтью. При нарушении безопасного технологического режима возникает возможность образования взрывопожароопасной смеси внутри оборудования, в закрытых помещениях, на открытых площадках.
Источники зажигания по природе могут быть: производственные, естественные, огневые.
Производственные - искры при применении стального инструмента. Искрение неисправного электрооборудования
Естественные - это прямые удары молнии и вторичные проявления атмосферного электричества.
Огневые - временные огневые ремонтные работы (сварка, резка), неосторожное обращение с огнем (курение, костры).
Для раннего обнаружения пожара, помещения и установки УПН (ЦПС) оборудованы автоматической пожарной сигнализацией с выводом сигнала на приемно-контрольный прибор, расположенный в помещении операторной. Пожарная сигнализация не является установкой пожаротушения.

К основным причинам пожаров в нефтяной промышленности относятся:
-нарушение технологического процесса и неисправность оборудования (арматуры, трубопроводов);
-отказ в работе технологического и электрооборудования, устройств контроля, управления и защиты;
-неосторожное обращение с огнем и электроприборами;
-короткое замыкание электрических проводов и возникновение разрядов, вызываемых статическим электричеством;
-нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и других огневых работ.

Проект УПН (ЦПС) выполнен с учетом взрывопожароопасных свойств нефти и газа при соблюдении действующих норм и правил.
Основное оборудование УПН (ЦПС) размещено на открытых площадках.
Выделяющиеся горючие газы рассеиваются естественными воздушными потоками, при этом концентрация этих веществ снижается до безопасного уровня. Взрывы и пожары возможны только при больших газовыделениях, связанных с крупными авариями.
Пожары при утечке газа и разливах нефти развиваются по следующей схеме: - утечка газа (утечка нефти с последующим испарением) – образование облака взрывоопасной газовоздушной смеси - воспламенение газовоздушной смеси от постороннего источника - горение, взрыв, либо самовоспламенение.
То обстоятельство, что при аварийном выбросе взрывоопасных веществ, концентрации на расстоянии от места возрастают не мгновенно, дает возможность принять меры против возможных взрывов на соседних объектах.
Пожаробезопасность установки обеспечена рядом противопожарных мероприятий:
все наружные площадки обеспечены осветительной аппаратурой;
используемое технологическое электрооборудование принято во взрывозащищенном исполнении;
технологические трубопроводы проложены надземно на несгораемых опорах;
электрооборудование технологических площадок выбрано с учетом категории и зоны взрывоопасности;
выполнена молниезащита зданий и сооружений;
выполнена защита оборудования и технологических трубопроводов от статического электричества;
дыхание емкостного оборудования, резервуаров выполнено через дыхательные клапана с огнепреградителями;
для предотвращения аварийного разлива площадки с емкостным оборудованием ограждены бордюрным камнем;
для защиты оборудования от превышения давления на каждом аппарате, работающем под давлением, установлено два предохранительных клапана (рабочий и резервный);
объем КИПиА позволяет полностью держать под контролем технологические процессы подготовки и откачки нефти, подготовки газа, подтоварной воды. Предусмотрена предаварийная звуковая и световая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы;
управление элек. задвижками, регулирующими клапанами выполнено по месту и дистанционно со щита операторной, что дает возможность при необходимости быстро вмешаться в возникшую нештатную ситуацию;
контроль наружных технологических площадок предусматривается периодически переносными газоанализаторами типа СГГ;
предусмотрен контроль загазованности, аварийная сигнализация при достижении концентрации газов 20% от НКПР: в закрытых помещениях насосных, оперативного узла учета нефти, блока учета газа, блоков дозирования реагентов, замерных установок автоматическими газоанализаторами СТМ-10. Газоанализаторы сблокированы с системами вентиляции для автоматического включения при концентрации газов 10% от НКПР;
тепловая изоляция для оборудования и трубопроводов УПН (ЦПС) выполнена из несгораемых материалов;
территория УПН (ЦПС), ограждается по всему периметру, на основном въезде на территорию предусматривается проходная, исключающая проникновение посторонних;
ко всем технологическим сооружениям предусмотрены подъездные дороги.
Снижение взрывоопасных, токсичных веществ на площадках размещения оборудования до безопасных концентраций достигается рассеиванием их в окружающей атмосфере.
Соединения трубопроводов выполнены сваркой, фланцевые соединения используются в местах установки арматуры и в местах присоединения к оборудованию.
Для безопасной и безаварийной работы оборудования сооружений необходим постоянный контроль за состоянием аппаратов, трубопроводов, арматуры.

Противопожарные мероприятия
Пенотушение и противопожарное водоснабжение.

УПН (ЦПС) оснащена стационарной насосной станцией пожаротушения, которая состоит из:
насосов подачи пенораствора типа ЦНС 180х85 – 2 шт. V-180 м3/час, Н-85 м.вод.ст.;
насосов подачи воды типа ЦНС 180х85 – 2 шт. V-180 м3/час, Н-85 м.вод.ст.;
насосов для приготовления раствора пенообразователя типа ВК – 2/26 – 2 шт. V-2 м3/час, Н-26 м.вод.ст.;
щита сигнализации;
кнопок управления.
- емкости для хранения воды (РВС №№ 6, 7, 8) V – 400 м3 – 2 шт., V – 300 м3 – 1 шт.
- емкости для хранения пенораствора (ГРС №№ 1, 2) V – 56 м3 – 2 шт.
- емкости для хранения пенообразователя (ГРС № 3) V – 30 м3 – 1 шт.
- трубопроводы подачи раствора пенообразователя.
- трубопроводы подачи воды на орошение.
- пожарные павильоны с задвижками ПП 1 - ПП 9.
Посредством применения АУПТ обеспечивается автоматическая подача раствора пенообразователя на следующие объекты ЦПС:
на резервуары РВС – 5000 № 1, 2, 4, 5, РВС 3000 № 3;
на насосы внешней перекачки;
на насосы внутренней перекачки;
на сепараторы 1-ой ступени;
на сепараторы 2-ой ступени;
на печи ПТБ – 10 № 1 и № 2;
для дистанционного запуска насосов воды на орошение РВС с пожарных павильонов.

На УПН (ЦПС) также применяется автоматизированная система азотного пожаротушения и продувки инертным газом технологического оборудования. Она предназначена для обеспечения тушения пожара при прогаре змеевика и возгорании нефти в топочном пространстве печи ПТБ –10 с прекращением подачи нефти, продувки инертным газом технологических цепей и дренажной емкости ЕП № 7. Азот концентрацией не ниже 95 % закачиваемый из баллонов в ресиверы объемом 25 м3. В случае возгорания, азот поступает в закрытый технологический объем и обеспечивает быстрое и надежное тушение пожара без побочного воздействия на оборудование и персонал. Нормативное время тушения возгорания нефти в печи ПТБ–10 составляет 30 – 50 сек. Время профилактической продувки свободного объема печи азотом после тушения 1 – 2 мин.

Автоматическая установка пожарной сигнализации, система оповещения и управления эвакуацией состоит из:
- прибор приемно-контрольный охранно-пожарный (ППКОП) – «Яхонт-16И», Гранит-4, Гранит-5;
- извещатели дымовые пожарные ИП 212-58 (операторная, БКУ);
- извещатели тепловые пожарные ИП 101-23 (операторная, БКУ);
- извещатели тепловые пожарные ИП 101-07е, ИП 103-1В (РВС-1,2,3,4,5, БРХ-1,2, КСУ, СГ-1,2, ПТБ-10);
- извещатели пожарные пламени Пульсар 2-12С (насосные внешней, внутренней перекачки нефти, ТО БРХ-1);
- извещатели пожарные ручные ИПР (площадка ЕП-4, площадка РВС-1,2,3,4,5, площадка ПТБ-10 и насосных нефти, СИКНС-2 и КСУ, площадка автоналива, БКУ, операторная);
- система речевого оповещения «Спикер», «А-120»;
- громкоговорители рупорные «12ГР-41В» (территория УПН-Вах);
- оповещатели световые «ВЫХОД» (операторная, БКУ)
Установка предназначена для обнаружения пожара, обработки, представления в заданном виде извещения о пожаре.
Система оповещения и управления эвакуацией предназначена для сообщения информации о возникновении пожара и необходимости эвакуации.
Схема работы установки:
ППКОП выдает световой и звуковой сигнал «Внимание» при срабатывании первого пожарного извещателя в шлейфе, вызванного превышением порогового значения контроля среды.
При срабатывании второго пожарного извещателя в шлейфе ППКОП выдает световой и звуковой сигнал «Пожар», происходит запуск речевого оповещения в операторной и на территории объекта.
Для ручного оповещения о пожаре предусмотрены ручные пожарные извещатели расположенные на территории объекта.










Нормы оснащения УПН (ЦПС) огнетушителями,
щитами противопожарного инвентаря. Таблица 10

ОБЪЕКТ

ПСПТ
Операторная
Слесарное помещение
УУН №1
УУН № 2
РВС
Площадка сепараторов
Насосная внешней перекачки нефти
Насосная внутренней перекачки нефти
Насосная перекачки подтоварной воды
Склад химреаген-тов
Площадка печей

ТИП ЩИТА
щита ЩП-А
класс пожара А
щита ЩП-А
класс пожара А
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В
щита ЩП-А
класс пожара А
ЩП-В
класс пожара В
ЩП-В
класс пожара В

Огнетушитель углекислотный
******
******
******
******
******
******
******
******
******
******
******

Огнетушитель порошковый
2шт.
2шт.
2шт.
2шт.
8шт.
2шт.
2шт.
2шт.
2шт.
2шт.
2шт.

Ящик с песком
1шт.
1шт. 
1шт.
1шт.
4шт..
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.

Лопата
2шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
8шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.

Пожарное ведро
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
8шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.
2 шт.

Кошма (2мх2м.)
1шт.
1шт. 
1шт. 
1шт. 
4шт..
1шт. 
1шт. 
1шт. 
1шт. 
1шт. 
1шт. 

Бочка с водой
200 л. 1 шт.
******.
******
******
******
******
******
******
******
******
******

Лом
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.
4шт.
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.
1шт.

Багор
1шт.
1шт.
******
******
******
******
******
******
******
******
******



методы и средства защиты работающих от производственных опасностей


УПН (ЦПС) Центрально-Вахского нефтяного месторождения является взрыво – пожароопасным объектом.
Для предотвращения аварий, неполадок, несчастных случаев и обеспечения нормальных условий труда необходимо соблюдать нормы и требования технологического регламента, действующих инструкций по рабочим местам, правила техники безопасности, пожарной безопасности и производственной санитарии.

К опасностям производственных процессов относятся:

- прорывы нефти и нефтяного газа при разгерметизации трубопроводов, оборудования с последующим загоранием или взрывом;
- физическое воздействие вредных веществ, обращающихся в производстве (наркотическое воздействие паров органики, снижение концентрации кислорода в воздухе);
- термические ожоги при загорании нефтепродуктов;
- поражение электрическим током при неисправности электрооборудования;
- механические травмы при обслуживании и ремонте оборудования и трубопроводов с нарушением правил техники безопасности.

Кроме опасности взрыва пары углеводородов вытесняют воздух и при попадании человека в приямок, колодец и т.п. возможно удушение.





















дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства


Приложенные файлы

  • doc 11219013
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий