Описание технологического процесса установки подготовки нефти (УПН). Описание технологической схемы

Во избежание аварийных ситуаций и безопасного ведения технологического процесса предусмотрена система блокировок по остановке электродегидратора в следующих случаях:

· при повышении электротока во внешних фазах цепи, Jmax>240А;

· при коротком замыкании цепи электротока в трансформаторе;

· при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узла ввода высокого напряжения;

· при выделении газа из нефти в электродегидраторе;

· при повышении давления в электродегидраторе Рmax>0,8 МПа;

· при открытой двери на площадке обслуживания трансформатора;

· при минимальном давлении воздуха на приборы КИП, Рmin<0,1 МПа.

Аварийная сигнализация срабатывает:

· при повышении электротока во внешних фазах, Jmax=240А;

· по межфазному уровню при Нmax>1,3 м.;

· по давлению при Рmax>0,8 МПа;

· при превышению уровня масла в узлах ввода фаз “А” и “В”;

· при разгерметизации проходных изоляторов и утечке масла из узлов ввода фаз “А” и “В”;

· при выделении газа из нефти в электродегидраторе.

При срабатывании аварийной сигнализации на щите операторной загорается световое табло с указанием параметра, по которому произошло срабатывание.

Обезвоженная нефть с обводненностью до 1% и температурой t=44 - 49°С из электродегидраторов ЭГ1-ЭГ4 поступает в сепараторы “горячей сепарации” С 4-6, объемом V=100 м3 каждый, для дальнейшего разгазирования нефти. Сепараторы оборудованы приборами измерения и контроля уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости. Давление в сепараторах контролируется техническими манометрами и приборами МС-П2. Показания приборов выводятся на вторичные приборы ПВ10.1Э, установленные на щите операторной. Пределы регулирования давления Р=0,0-0,005 МПа. Уровень жидкости в сепараторах контролируется механическими уровнемерами и приборами УБ-ПВ. Показания приборов УБ-ПВ выводятся на вторичные приборы ПВ 10.1Э, установленные на щите операторной. Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа “ВЗ”, установленными на линиях выхода жидкости из препараторов. Пределы регулирования уровня жидкости Н=0,7-1,7 м. Предельно-допустимый (аварийный) уровень жидкости в сепараторах контролируется приборами СУС-И. Сигнал от приборов выведен на световое табло щита операторной.

Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Рmax=0,005 МПа, по уровню жидкости в сепараторах при Нmin=0,7 м и Нmax=1,7 м. Аварийная сигнализация по уровню жидкости в сепараторах срабатывает при Нmax=2,0 м. Разгазированная нефть из сепараторов С4-С6 поступает в товарные резервуары РВС-10000 № 1,3 УПН и РВС-5000 №№ 1-2 УПСВ”Б”, откуда насосами ЦНС 300х360,насосной внешней откачки, откачивается на ФКСУ (ЦКПН НГДУ “Федоровскнефть”).

Газ после сепаратора С-3 УПСВ”Б” поступает в сепаратор ГС-3,где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления, уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС-3 контролируется техническим манометром. Верхний и нижний уровень жидкости контролируется приборами СУС-1, сигнал от которых выведен на щит в котельную. Срабатывает предупредительная сигнализация по уровню жидкости при Нmin=0,5 и Нmax=1,0 м. Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируется в подземную емкость ЕП-13, откуда при помощи насосного агрегата ЦА-320 откачивается в автоцистерну.