Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

• Введение
• 1. Описание процесса деятельности
• 1.1 Назначение и цели создания системы
• 1.2 Общие сведения об объекте
• 2. Описание технологического процесса
• 2.1 Площадка приема очистного устройства
• 2.2 Площадка фильтров-грязеуловителей (ФГ-1,2) (Поз.11)
• 2.3 Площадка подогревателя нефти (ТО-1,2)
• 2.4 Станция насосная внешней откачки нефти
• 2.5 Площадка регулятора давления
• 2.6 СИКН
• 2.7 Резервуары товарной нефти (РВС-1,2,3,4,5,6,7)
• 2.8 Емкость дренажная, V=40 мі (Е-4)
• 2.9 Конденсатосборник, V=12,5 мі (К-1)
• 2.10 Станция насосная внутренней перекачки нефти
• 2.11 Емкость дренажная, V=8 мі (Е-1, Е-2, Е-3, Е-5)
• 2.12 Объекты энергоснабжения
• 2.13 Объекты теплоснабжения
• 3. Мероприятия по подготовке объекта автоматизации к вводу в действие
• 3.1 Предварительные испытания на площадке Поставщика
• 3.2 Подготовка объекта к вводу системы в действие
• 3.3 Монтаж и пусконаладочные работы АСУ ТП
• 4.Структура программного обеспечения
• 4.1 Общая структура ПО ПЛК
• 4.2 Состав ПО сервера
• 4.3 Состав ПО АРМ оператора ПСП
• Заключение

Условные обозначения и сокращенияВведение

Целью прохождения производственной практики на предприятии является закреплении теоретических знаний на предприятии, а так же овладение практическими производственными навыками, приобретение рабочего опыта.

Производственная практика была пройдена в ООО «Иркутская нефтяная компания», в Службе автоматизации производства (САП). Основными задачами службы автоматизации производства являются:

- Создание , внедрение и обеспеение надежного функцонирования средств автоматизации АСУ ТП основного и вспомогатьного производства;

- Метрологическое обеспечение основного и вспомогатьного производств;

- Эксплуатация технологических локальных вычислительных сетей на промысле;

- Внедрение и обеспечение надежной работы новых и существующих информационных технологий на производстве;

- Осуществление производственного контроля по направлению деятельности Службы автоматизации производства:

1. Контрольно-измерительные приборы и автоматика (КИПиА).

2. Автоматизированные системы управления технологическими процессами АСУ ТП

3. Метрологическое обеспечение средств измерений.

4. Сопровождение проектов автоматизации производства по всем проектам обустройства месторождений.

К функциям САП в области автоматизации технологических процессов относятся:

- Организация разработки и внедрения средств комплексной автоматизации технологических процессов, способствующих повышению технологического уровня производства, росту производительности труда, снижению себестоимости продукции, повышению качества продукции, обеспечению благоприятных условий труда и его безопасности.

- Подготовка технических заданий по созданию АСУ ТП и ее отдельных подсистем.

- Выявление участков, подлежащих автоматизации.

- Организация работ по испытаниям, наладке и приемке в эксплуатацию объектов автоматизации, осуществление контроля за их правилами внедрения.

- Рассмотрение, согласование технической документации, связанной с проектированием средств автоматизации производства, АСУ ТП вновь строящихся объектов, модернизацией действующего оборудования.

- Участие в разработке инструкций по эксплуатации оборудования и безопасному внедрению работ при обслуживании средств автоматизации, АСУ ТП.

- Обеспечение соответствия применяемых средств автоматизации требованиям стандартов и норм безопасности.

- Обеспечение надежной эксплуатации средств автоматизации и АСУ ТП.

К функциям САП в области метрологического обеспечения производства относятся:

- Организация работ по метрологическому обеспечению основного и вспомогательного производства.

- Организация работ по анализу состояния метрологического обеспечения.

- Организация и проведение метрологической экспертизы технической документации на создаваемые и эксплуатируемые производственные объекты.

- Контроль за использованием образцовых средств измерений, рабочих эталонов, поверочного оборудования.

- Контроль за ходом капитального строительства объектов коммерческого учета нефти и газа и участие совместных проверках в ходе эксплуатации указанных объектов.

- Контроль за оснащением технологических процессов средств измерений, предусмотренными соответствующими регламентами и обеспечение их исправности.

- Контроль за обеспечением экспертизы промышленной безопасности и сертификации технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах.

К функциям САП в области информационных технологий в производстве:

- Подготовка перспективных и годовых планов по внедрению информационных технологий в производстве.

- Организация работ по испытаниям, наладке и приемке в эксплуатацию программно-вычислительных комплексов, серверного и сетевого оборудования (применяющегося в производственных процессах), осуществление контроля за их функционированием.

- Обеспечения соответствия внедряемых информационных технологий современному уровню развития техники, требованиям охраны труда.

- Обеспечение соответствия применяемых информационных технологий требованиям стандартов и норм безопасности.

В период производственной практики изучил проект Приемо-сдаточный пункт (ПСП) “Марковское” система транспорта нефти (Нефтепровод) от УПН Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения до НПС № 7 трубопроводной системы “Восточная Сибирь - Тихий океан”.



1. Описание процесса деятельности

автоматизация откачка нефть очистной

1.1 Назначение и цели создания системы

АСУ ТП предназначена для автоматизированного контроля и управления в реальном масштабе времени технологическими процессами основных и вспомогательных объектов ПСП "Марковское".

Основной целью создания АСУ ТП является разработка, изготовление и внедрение в промышленную эксплуатацию на основе серийно выпускаемых средств цифровой техники современной системы управления, обеспечивающей:

- повышение безопасности технологических процессов ПСП и обслуживающего

персонала и, как следствие, улучшение экологической обстановки;

- автоматический контроль параметров, обеспечивающих штатный режим функционирования технологических объектов в соответствии с утвержденным регламентом работы;

- предоставление обслуживающему персоналу оперативной информации о нарушениях функционирования технологического оборудования для выработки решений по их устранению;

- оперативный сбор, хранение, обработку и передачу информации о состоянии технологических объектов;

- визуализацию параметров, отображающих протекание технологического процесса и состояние технологического оборудования;

- дистанционное автоматизированное и автоматическое управление технологическим оборудованием;

- адаптивность к возможным изменениям технологического процесса и алгоритмов управления, возможность развития и модернизации системы.



1.2 Общие сведения об объекте

В состав приемо-сдаточного пункта нефти системы транспорта нефти от УПН

"Ярактинского" нефтегазоконденсатного месторождения до НПС№7 трубопроводной системы "Восточная Сибирь - Тихий океан входят объекты, предназначенные для приема, коммерческого учета и подачи поступающей нефти от объектов нефтедобычи ООО "Иркутская нефтяная компания" к магистральному нефтепроводу "Восточная Сибирь - Тихий Океан" (ВСТО).

При обустройстве ПСП оборудованию средствами контроля и автоматизации подлежат технологические объекты, объекты системы водоснабжения и пожаротушения, объекты канализации, объекты энергоснабжения, объекты теплоснабжения.

Технологические объекты ПСП:

· Площадка приема очистного устройства;

· Площадка фильтров- грязеуловителей;

· Площадка подогревателя нефти (ТО-1,2);

· Станция насосная внешней откачки нефти;

· Площадка регулятора давления;

· СИКН;

· Резервуары товарной нефти (РВС-1,2,3,4,5,6,7);

· Емкость дренажная, V=40 мі (Е-4);

· Конденсатосборник, V=12,5 мі (К-1);

· Станция насосная внутренней перекачки нефти;

· Емкость дренажная, V=8 мі (Е-1, Е-2, Е-3, Е-5);

Объекты системы пожаротушения:

· Станция насосная противопожарная;

· Пеногенераторная;

· Блок-бокс хранения пожинвентаря;

· Резервуары противопожарного запаса воды V=1000м3, резервуары противопожарного запаса воды (поз.26.1, 26.2), V=300м3;

· Станция насосная над артскважиной (технические, 2 шт.);

· Сеть пенотушения.

Объекты энергоснабжения:

· Дизельная электростанция;

· Резервуары дизельного топлива, V=50м3;

· Площадка для АЦ;

· КТП с НКУ, блок ЧРП, блок-бокс НКУ;

Объекты теплоснабжения:

· Котельная;

· Резервуар нефти, V=10м3;

Производственно-хозяйственные объекты:

· Химлаборатория;

· склад ЛВЖ и проб



2. Описание технологического процесса

2.1 Площадка приема очистного устройства

Для приема средств очистки и диагностики (СОД) из напорного нефтепровода поз. Н85 на отдельной бетонной площадке предусмотрен узел приема очистного устройства.

Для автоматизации процесса приема средств очистки и диагностики на трубопроводах предусмотрены электроприводные задвижки ЗД-1, ЗД-2, ЗД-3.

Прием очистного устройства из напорного нефтепровода осуществляется в камеру приема (УП). Контроль приближения очистного устройства (ОУ) осуществляется прибором поз. GISA-13048 по срабатыванию сигнализаторов прохождения ОУ типа СПРА-4 поз. GT-13041 и GT-13044, расположенных соответственно на напорном трубопроводе до задвижки ЗД2 (за территорией площадки узла приема очистного устройства) и после задвижки ЗД2 перед камерой приема. При прохождении ОУ через первую точку отслеживания (т.1) прибором поз. GISA-13048 выдается команда на закрытие задвижки ЗД1 и открытие задвижек ЗД2 и ЗД3 на камере приема ОУ.

При прохождении ОУ через вторую точку отслеживания (т.2) прибором поз. GISA-13048 выдается команда на открытие задвижки ЗД1 и закрытие задвижек ЗД2 и ЗД3 на камере приема ОУ.

Схемой автоматизации предусмотрен контроль герметичности камеры приема ОУ и трубопровода до камеры приема прибором поз. GSA-13053 с датчиками GT-13051, GT-13052 с подачей предаварийной сигнализации на АРМ в операторной ПСП при обнаружении утечки.

Контроль давления 0,55 МПа до электроприводной задвижки ЗД2 и после электроприводной задвижки ЗД1, а также в камере приема очистного устройства осуществляется по местным манометрам. Схемой автоматизации предусмотрена подача предаварийной сигнализации низкого давления до электроприводной задвижки ЗД2 и после электроприводной задвижки ЗД1 по приборам поз. PTSA-1302, PTSA-13031. Контроль температуры минус 6…плюс 20 0С нефти после ЗД1 осуществляется дистанционно с АРМ по прибору поз. TI-13011 с датчиком ТТ-13011.

На площадке узла приема очистного устройства предусмотрен автоматический контроль состояния воздушной среды по приборам поз. QISA-13072…QISA-13092 с датчиками QE-13071…QE-13091. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация по месту, на АРМ в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 %, срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

2.2 Площадка фильтров-грязеуловителей (ФГ-1,2) (Поз.11)

Товарная нефть с давлением 0,55 МПа и температурой минус 6 … плюс 20 0С из напорного нефтепровода поз. Н85 Ду350 через электроприводную задвижку ЗД1 (поз.13) по трубопроводу поз. Н83 подается в один из фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 (1 рабочий, 1 в резерве). Контроль температуры нефти на входе контролируется по местному термометру поз. TI-13011а и дистанционно датчиком ТТ-13011. Контроль давления нефти на входе в ПСП осуществляется по местным манометрам поз. PI-13021a, PI-13031a. При падении давления нефти на входе ПСП до 0,1 МПа по срабатыванию прибора PTSA-13021, PTSA-13031 автоматически закрывается приводная задвижка ЗД1, на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал.

Для защиты сооружений ПСП от превышения давления в напорном трубопроводе поз. Н85 выше расчетного предусмотрена установка предохранительных клапанов поз. КП1. Сброс жидкости от предохранительных клапанов предусмотрен по трубопроводу поз. Н50 Ду200 и Ду250 в резервуар РВС-1. Контроль давления на входе и выходе фильтров 0,55…0,25 МПа осуществляется по местным манометрам поз. PI-02. Контроль состояния фильтров осуществляется по перепаду давления на входе и выходе фильтра по прибору PDТ-11011. При увеличении перепада давления свыше 0,3 МПа в операторную подается предупредительная сигнализация.

Освобождение фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 от нефтешлама осуществляется через ручную запорную арматуру поз. 106а, 106б в дренажную линию поз. Н45 Ду100 и далее в дренажную емкость поз. Е-1.

На площадке фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 предусмотрен автоматический контроль состояния воздушной среды приборами поз. QISA-11032, QISA-11042, QISA-11052 с датчиками QE-11031, QE-11041, QE-11051. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предупредительный сигнал на АРМ в операторную ПСП; при повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % НКПР срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

2.3 Площадка подогревателя нефти (ТО-1,2)

С фильтров - грязеуловителей ФГ-1,2 нефть по трубопроводу поз. Н84 подается на теплообменники поз. ТО-1,2, где подогревается до 15°С потоком горячей воды. Контроль температуры нефти минус 6,5 0С на входе в теплообменники поз. ТО-1,2 осуществляется дистанционно, с АРМ в операторной ПСП по датчикам ТТ-09131, ТТ-09151 и по местным термометрам TI-09051, TI-09071. Контроль давления нефти 0,25…0,5 МПа на входе теплообменников поз. ТО-1,2 осуществляется по местным манометрам PI-09251, PI-09261, а также дистанционно по приборам РТ-09271, РТ-09281. Температура нефти 15 0С на выходе теплообменников контролируется по приборам TIRC-09141, TIRC-09161 и регулируется соответственно клапанами-регуляторами расхода теплоносителя (горячей воды) КРР-2, КРР-3, расположенными на линиях подачи теплоносителя в межтрубное пространство теплообменников. Контроль температуры теплоносителя до 95 0С и после 65 0С теплообменников осуществляется дистанционно соответственно датчиками ТТ-09091, ТТ-09111 и ТТ-09101, ТТ-09121. Также предусмотрен местный контроль температуры теплоносителя до и после теплообменников соответственно по термометрам поз. TI-09011, TI-09031 и TI-09021, TI-09041. Контроль давления теплоносителя до 0,25 МПа и после 0,1 МПа теплообменников осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчиками PТ-09191, PТ-09201 и поз. PIR-09231, PIR-09241, а также по местным манометрам поз PI-09171, PI-09181 и PI-09211, PI-09221.

На площадке теплообменников предусмотрен автоматический контроль состояния воздушной среды приборами поз. QISA-09332, QISA-09342, QISA-09352 с датчиками QE-09331, QE-09341, QE-09351. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация по месту; при повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % НКПР срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

2.4 Станция насосная внешней откачки нефти

От теплообменников поз. ТО-1,2 подогретая нефть по трубопроводу поз. Н16, байпасному трубопроводу поз. Н62, трубопроводу поз. Н33 подается на насосы внешней откачки Н1…Н3. В летний период (в случае отсутствия необходимости подогрева нефти) предусмотрена возможность работы помимо теплообменников поз. ТО-1,2, по байпасу теплообменников с ручной задвижкой.

Также предусмотрена подача нефти с фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 и теплообменников поз. ТО-1,2 в резервуары товарной нефти поз. РВС-1…7 по трубопроводу и в котельную по трубопроводу.

Насосами (2 рабочих, 1 в резерве) нефть с давлением 4,253 МПа по трубопроводу поз. Н65 через электроприводную задвижку ЗД59 подается в систему измерения количества и качества нефти (СИКН).

Для внешней перекачки нефти применены насосы серии ЦНС с частотным регулируемым электроприводом (ЧРП), который предназначен для пуска, останова, регулирования скорости вращения и защиты электродвигателей ВАО насосов . Частотный преобразователь работает с одним из рабочих насосов и обеспечивает плавный запуск электродвигателя первого насоса устройством ЧРП и регулирование расхода, измеряемого в СИКН.

Для автоматизации процесса перекачки нефти в насосной предусмотрена установка электроприводных задвижек ЗД39, ЗД41, ЗД43 на входе и ЗД40, ЗД42, ЗД44 на выходе из насосов. Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также кнопками управления по месту и с АРМ в операторной ПСП. Для предупреждения попадания в рабочие полости насосов посторонних предметов и крупных механических примесей на входных трубопроводах насосов установлены фильтры. Контроль состояния фильтров осуществляется по перепаду давления (не более 0,02 МПа) на входе и выходе фильтра по датчикам PDT-ВРЗ.Н1, PDT-ВРЗ.Н2, PDT-ВРЗ.Н3. При увеличении перепада давления свыше 0,02 МПа в операторную выдается предаварийный сигнал.

Контроль давления 0,1 МПа нефти на приеме насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчикам РТ-ВР1.Н1, РТ-ВР1.Н2, РТ-ВР1.Н3 и по местным манометрам.

При понижении давления нефти в приемных трубопроводах насосов поз. Н1…Н3 до 0,05 МПа и при возрастании свыше 0,6 МПа на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал.

Контроль давления 3,965 - 4,195 МПа нефти на выкиде насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчикам PTS-ВР2.Н1, PTS-ВР2.Н2, PTS-ВР2.Н3 и по местным манометрам. При падении давления на выкиде ниже 0,1 МПа с задержкой 60 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал. При повышении давления на выкиде насоса до предаварийного верхнего уровня 4,9 МПа производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал.

Для обеспечения безопасной и устойчивой работы ПСП предусмотрены следующие системы контроля и защиты насосов внешней перекачки нефти поз. Н1…Н3:

- система АВР, сблокированная с технологическими защитами насосов;

- контроль температуры не выше 75 0С на линии разгрузки гидропяты по датчикам TTS-ВК6.1.Н1, TTS- ВК6.1.Н2, TTS- ВК6.1.Н3. При повышении температуры свыше 75 0С производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал;

- контроль вибрации не более 7 мм/с насосного агрегата приборами GT-SR1.H1, GE,GTSR1.H2, GE,GT-SR1.H3. При усилении вибрации насоса до величины свыше 7 мм/с с задержкой 20 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал;

- контроль величины осевого сдвига вала насоса в пределах не более минус 1…плюс 1 мм

датчиками ST-В1.1.Н1, ST-В1.1.Н2, ST-В1.1.Н3. При осевом сдвиге вала на величину большую 1 мм (в любом направлении) в операторную выдается предаварийный сигнал;

- контроль открытия кожуха муфты датчиками GA-SQ1.Н1, GA-SQ1.Н2, GA-SQ1.Н3 с выдачей запрета на пуск насоса при открытом кожухе;

- контроль температуры 15…75 0С подшипников насоса, электродвигателя насоса по датчикам TTS-ВК1.Н1…TTS-ВК4.Н1, TTS-ВК1.Н2…TTS-ВК4.Н2, TTS-ВК1.Н3…TTS-ВК4.Н3. При повышении температуры подшипников свыше 75 0С на АРМ в операторную ПСП подается предупредительный сигнал, при дальнейшем повышении температуры до 80 0С с задержкой 3 секунды производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39,

ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44) в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал. При температуре подшипников 15 0С (при пуске насосов) на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация, при температуре подшипников 50С выдается запрет на пуск насоса и предаварийная сигнализация на АРМ в операторную ПСП;

- контроль температуры в блоке насосов внешней откачки нефти поз. Н1…Н3. При снижении температуры в блоке ниже 5 0С на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация;

- контроль состояния воздушной среды в блоке насосов поз. Н1…Н3 внешней перекачки нефти по приборам поз.QISA-В2.2.Н1, QISA-В2.2.Н2, QISA-В2.2.Н3 с датчиками QE-В2.1.Н1, QE-В2.1.Н2, QE-В2.1.Н3. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация на наружной стене блока насосов, включается вытяжной вентилятор поз. В1 (В2) в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов и сигнализируется включение вытяжного вентилятора. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 50% НКПР выдается команда на отключение насосов Н1…Н3, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40, ЗД41, ЗД42, ЗД43, ЗД44 на приеме и выкиде насосов, закрытие запорной арматуры ЗД59, ЗД60 на входе и выходе СИКН, срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП;

- контроль наличия подачи тока на электродвигатель насоса. При отсутствии тока с 20-ти секундной задержкой срабатывает алгоритм остановки насоса и закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от аварийного насоса), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация;

- контроль несанкционированного доступа в блок насосов внешней перекачки нефти от датчика проникновения поз. GA-SQ2.Н1. При срабатывании датчика на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация. Сбор утечек и опорожнение трубопроводов обвязки насосов внешней перекачки нефти осуществляется в расширительные камеры трубопровода утечек и далее по трубопроводу в дренажную емкость Технологической схемой также предусматривается сброс утечек от насосов по трубопроводу в дренажную емкость.

Схемой автоматизации предусмотрен контроль предаварийного высокого уровня заполнения (50 %) расширительных камер трубопровода утечек по приборам поз. LSA-SL1.H1, LSA-SL1.H2, LSA-SL1.H3. При заполнении расширительной камеры на половину объема на АРМ в операторную ПСП подается предаварийный сигнал, производится автоматическая остановка соответствующего насоса, закрытие запорной арматуры ЗД39, ЗД40 (ЗД41 и ЗД42, ЗД43 и ЗД44 в зависимости от остановленного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР).

2.5 Площадка регулятора давления

На выкидной линии насосов внешней откачки нефти Н1…Н3 дополнительно (в случае отказа ЧРП) для регулирования выкидного давления устанавливается клапан-регулятор давления КРД-1, блок предохранительных клапанов КП-2 и сбросной трубопровод от них в резервуар РВС-1 для обеспечения сброса нефти при незапланированном закрытии задвижки на

магистральном нефтепроводе после точки подключения по ходу нефти и (или) повышения давления более норматива. Давление 4,413 МПа регулируется регулятором поз. КРД-1 типа "до себя" и контролируется по местному манометру поз. PI-00011, а также дистанционно из операторной ПСП, операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по прибору поз. PIRC-00021. Текущее положение регулятора поз. КРД-1 отображается на мониторе АРМ в операторной ПСП и в операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод". Схемой автоматизации предусмотрен контроль и управление уставками регулятора поз. КРД-1 как из операторной ПСП, так и из операторной

НПС-8 ООО "Востокнефтепровод". Контроль давления 4,253 МПа после регулятора поз. КРД-1 осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по прибору поз.PIR-00041, а также по местному манометру. Технологической схемой, в случае остановки ПСП, предусмотрена возможность слива остатков нефти из узла регулятора давления поз. КРД-1 через ручную запорную арматуру 121 и по трубопроводу поз. Н45 в дренажную емкость поз. Е-1.

Для обеспечения требуемого расхода в замерных линиях СИКН (в случае отказа ЧРП) на выкидной линии насосов поз. Н1…Н3 предусмотрена линия поз. Н93 возврата нефти на прием насосов с клапаном регулятором расхода поз. КРР-1. Настройка уставки клапана на рабочий режим осуществляется персоналом ПСП вручную, текущее положение клапана отображается на мониторе АРМ в операторной ПСП.

2.6 СИКН

Нефть после узла регулятора давления поз. КРД-1 с давлением 4,253 МПа по трубопроводу поз. Н65 через электроприводную задвижку ЗД59 подается в систему измерения количества и качества нефти (СИКН).

СИКН предназначена для автоматизированного коммерческого учета нефти, сдаваемой в систему ОАО "АК Транснефть" при подключении подводящего нефтепровода от УПН "Ярактинского" НГКМ к магистральному нефтепроводу "Восточная Сибирь-Тихий Океан"(ВСТО) в месте планируемого строительства НПС№7.

СИКН предусмотрена в блочно-модульной конструкции и устанавливается на выходе насосной станции ПСП ООО "ИНК". В состав СИКН входят следующие основные технологические узлы и системы:

- Блок технологический (БТ) - в составе:

- Узел измерительных линий (УИЛ);

- Узел измерения и контроля параметров качества нефти (УИК);.

- Блок трубопоршневой поверочной установки (БТПУ);

- Система сбора, обработки информации и управления (СОИ).

СИКН автоматизируется ее изготовителем - ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г. Казань.СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерение массы нефти;

- отбор объединенной пробы нефти в соответствии с ГОСТ 2517-85;

- автоматизированную поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей массового расхода по стационарной ТПУ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений.

Технологическое оборудование СИКН обеспечивает:

- измерение в автоматическом режиме:

- массового расхода по каждой измерительной линии УИЛ;

- суммарного расхода через СИКН;

- плотности при рабочих температуре и давлении нефти;

- давления;

- температуры;

- объемной доли воды;

- дистанционный контроль объемного расхода через УИК;

- автоматизированное управление измерительными линиями (включение, выключение);

- автоматизированный контроль метрологических характеристик рабочего преобразователя массового расхода по резервно-контрольному преобразователю;

- автоматизированное и дистанционное регулирование расхода нефти по каждой измерительной линии (в том числе и в режиме поверки преобразователя массового расхода);

- автоматизированное регулирование расхода нефти через УИК для обеспечения определенного соотношения расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе УИК;

- автоматический отбор объединенной пробы в сменные контейнеры с ручным переключением контейнеров, ручной отбор точечной пробы;

- местный контроль герметичности запорной арматуры, через которую недопустимы протечки;

- индикацию наличия свободного газа в потоке товарной нефти;

- демонтаж измерительных преобразователей без нарушения процесса измерения по СИКН;

- местный и дистанционный контроль перепада давления на фильтрах в УИЛ, УИК;

- автоматическое отключение БТ и ТПУ электроприводными задвижками ЗД59, ЗД60 от технологических трубопроводов по сигналам систем контроля пожара и загазованности.

Узел измерительных линий и узел измерения параметров качества нефти расположены в едином технологическом блок-боксе. Для блока технологического и для блока ТПУ предусматривается:

- измерение загазованности в блок-боксе и светозвуковая сигнализация загазованности при достижении 10 % и 30 % порога НКПР и воздушной среды персоналу в зону утечек и на АРМ в операторную ПСП;

- автоматическое включение вытяжного (аварийного) вентилятора при достижениизагазованности в блоке 10 % НКПР и отключение вентилятора при пожаре;

- сигнализация (световая) о включении вентилятора, расположенная у входа в блок-бокс;

- отключение технологического оборудования, расположенного в помещении блока, при достижении загазованности 30 % НКПР и при пожаре;

- сигнализация низкой температуры в блоке;

- автоматическое управление электронагревателями по температуре в блоке с сигнализацией включения электрообогрева и автоматическое отключение их при пожаре, при загазованности 30 % НКПР в помещении;

- сигнализация несанкционированного входа в блок.

После СИКН учтенная нефть по трубопроводу поз. Н38 через электроприводную задвижку ЗД60 подается в напорный нефтепровод.



2.7 Резервуары товарной нефти (РВС-1,2,3,4,5,6,7)

Для обеспечения 3-х суточного запаса нефти на ПСП предусмотрены резервуары:

- РВС-3000 м3 - 4 шт. (поз. РВС-1,2,4,5);

Подача нефти с температурой 15 0С и давлением 0,1…0,3 МПа в резервуары поз. РВС-1…РВС-4 осуществляется от теплообменников поз. ТО-1,2 по трубопроводу поз. Н75 в приемный коллектор резервуаров поз. Н75. Технологической схемой предусмотрена также возможность забора нефти от фильтров-грязеуловителей поз. ФГ-1,2 по трубопроводу поз. Н16.

Резервуары оборудованы электроприводными задвижками ЗД4…ЗД23, обеспечивающими контроль протечек, газоуравнительной системой с огнепреградителями и электроприводными задвижками ЗД62…ЗД65, дыхательным и предохранительным клапанами, краном сифонным. РВС оборудованы двумя стояками для забора нефти с двух уровней и устройством для предотвращения образования и удаления донных отложений "Тайфун". Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также оператором с АРМ в операторной ПСП, текущее положение запорной арматуры отображается на мониторе АРМ в операторной ПСП.

Контроль давления нефти 0,0016…0,1МПа на входе в каждый резервуар осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП датчикам РТ-01041, РТ-02041, РТ-03041, РТ-04041, а также по местным манометрам поз. PI-01031, PI-02031, PI-03031, PI-04031. Контроль температуры нефти 0…20 0С в резервуаре осуществляется по местным термометрам поз. TI-01011, TI-02011, TI-03011, TI-04011, а также дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчикам ТТR-01021, ТТR-02021, ТТR-03021, ТТR-04021.

Для обеспечения электростатической безопасности при наливе нефти в РВС предусмотрены следующие мероприятия:

- подача нефти в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания;

- нефть подается в резервуар ниже находящегося в нем остатка (предусмотрен датчик min уровня поз. LTSAR-01051, LTSAR-02051, LTSAR-03051, LTSAR-04051);

- нефть подается по трубам со скоростью не более 1 м/с (принятые диаметры приемо-раздаточных патрубков обеспечивают требуемое условие).

Для равномерного распределения нефти в резервуаре на входной линии предусмотрен маточник.

Контроль уровня нефти 0,85…9,85 м в резервуарах поз. РВС-2…РВС-4 (0,85…6,45 м в резервуаре поз. РВС-1) предусмотрен дистанционным с АРМ в операторной ПСП и операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по датчикам LTSAR-01051, LTSAR-02051, LTSAR-03051, LTSAR-04051. При повышении уровня до отметки 9,85 м (6,45 м для РВС-1) выдается команда на закрытие задвижек ЗД4, ЗД5 (ЗД9,ЗД10; ЗД14, ЗД15; ЗД19, ЗД20 в зависимости от заполняемого резервуара), на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация. Припонижении уровня до отметки 0,85 м на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация, при снижении уровня в резервуаре до предаварийно низкой отметки 0,765 м на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация. Для предупреждения переполнения резервуары оснащены сигнализаторами верхнего предаварийного уровня (по 2 шт. на каждом РВС) поз. LA-01071, LA-01072; LA-02071, LA-02072; LA-03071, LA-03072; LA-04071, LA-04072. При повышении уровня в резервуарах до отметки 10 м (6,7 м для поз. РВС-1) на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация. Отслеживание уровня раздела сред "нефть-вода" 0,055…4м в резервуарах осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по датчикам LT-01061, LT-02061, LT-03061, LT-04061.

Контроль состояния воздушной среды на площадке резервуаров осуществляется 16-юприборами поз. QISA-01092… QISA-01122, QISA-02092… QISA-02122, QISA-03092… QISA-03122, QISA-04092… QISA-04122 с датчиками QE-01091…QE-01121 (у РВС-1), QE-02091…QE-02121 (у РВС-2), QE-03091…QE-03121 (у РВС-3), QE-04091…QE-04121 (у РВС-4).

При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация на площадке резервуаров, на АРМ в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 %, срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

Забор нефти из резервуаров насосами поз. Н-1…Н-3 для подачи в СИКН и далее в напорный нефтепровод осуществляется по трубопроводу поз. Н33.

Резервуары товарной нефти используются в качестве резервной схемы учета. Поэтому средства измерений выбраны с учетом рекомендаций МИ 2837-2003 "Приемосдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение":

* стационарные уровнемеры (типа Rosemount 5402- для измерения уровня, Rosemount 5302 - для измерения уровня раздела сред) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±3 мм;

* стационарные преобразователи температуры (типа Rosemount 248) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ±0,5 °С.

Информация от средств измерений, установленных на резервуарах, выводится на верхний уровень системы управления. Обработка результатов измерений производится вручную (в соответствии с МИ 2951-2005 "Масса нефти. Методика выполнения измерений в вертикальных резервуарах в системе магистрального нефтепроводного транспорта").

Для увеличения суточного запаса нефти на ПСП предусмотрены: резервуар - РВС-3 V=3000 мі, резервуар - РВС-7 V=10000 мі и резервуар - РВС-6 V=10000 мі.

Подача нефти от теплообменников поз. ТО-1,2 осуществляется по трубопроводу в приемные коллекторы резервуаров РВС-3, РВС-7 и РВС-6.

Резервуары РВС-3, РВС-7 и РВС-6 оборудованы электроприводными задвижками ЗД14…ЗД18, ЗД34…ЗД38 и ЗД29…ЗД33 соответственно, обеспечивающими контроль протечек, газоуравнительной системой с огнепреградителями и электроприводными задвижками ЗД64 на РВС-3, ЗД68 на РВС-7 и ЗД67 на РВС-6, дыхательным и предохранительным клапанами, кранами сифонными. Резервуары оборудованы стояками для забора нефти с двух уровней и устройствами для предотвращения образования и удаления донных отложений "Тайфун". Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также оператором с АРМ в операторной ПСП, текущее положение запорной арматуры отображается на мониторе АРМ в операторной ПСП.

Контроль давления нефти (0,0016…0,1) МПа на входе в каждый резервуар осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчику РТ-03041 для РВС-3, датчику РТ-29041 для РВС-7 и датчику РТ-14041 для РВС-6, а также по местным манометрам поз. PI-03031 для РВС-3, для РВС-6. Контроль температуры нефти (0…20) оС в резервуарах осуществляется по местным термометрам поз. TI-03011 для РВС-3, а также дистанционно - с АРМ в операторной ПСП по датчикам температуры ТТR-03021 для РВС-3, ТТR-29021 для РВС-7 и ТТR-14021 для РВС-6.

Для обеспечения электростатической безопасности при наливе нефти в резервуары предусмотрены следующие мероприятия:

- подача нефти в резервуары без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания;

- нефть подается в резервуары ниже находящегося в нем остатка (предусмотрены датчики минимального уровня поз. LTSAR-03051 для РВС-3 ,LTSAR-29051 для РВС-29 и LTSAR-14051 для РВС-14);

- нефть подается по трубам со скоростью не более 1 м/с (принятые диаметры приемо-раздаточных патрубков обеспечивают требуемое условие).

Для равномерного распределения нефти в резервуарах на входных линиях предусмотрены маточники.

Контроль уровня нефти (0,85…9,85) м в резервуарах предусмотрен дистанционным с АРМ в операторной ПСП и операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по датчику LTSAR-03051 для РВС-3, датчику LTSAR-29051 для РВС-7 и датчику LTSAR-14051 для РВС-6. При повышении уровня до отметки 9,85 м выдается команда на закрытие задвижек ЗД14, ЗД15 для РВС-3, ЗД-34, ЗД35 для РВС-7 и ЗД-29, ЗД30 для РВС-6, на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация. При понижении уровня до отметки 0,85 м на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация, при снижении уровня в резервуаре

до предаварийно низкой отметки 0,765 м на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация. Для предупреждения переполнения резервуары оснащены сигнализаторами верхнего предаварийного уровня LA-03071, LA-03072 для РВС-3, LA-29071, LA-29072 для РВС-7и LA-14071, LA-14072 для РВС-6. При повышении уровня в резервуарах до отметки 10 м на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация. Отслеживание уровня раздела сред "нефть-вода" (0,055…4) м в резервуарах осуществляется дистанционно с АРМ в операторной ПСП и операторной НПС-8 ООО "Востокнефтепровод" по датчикам LT-03061 дляРВС-3, LT-29061 для РВС-7 и LT-14061 для РВС-6.

Контроль состояния воздушной среды на площадке резервуаров осуществляется приборами поз. QISA-03092…QISA-03122 с датчиками QE-03091…QE-03121 для РВС-3,приборами QISA-29-1001… QISA-29-1008 с датчиками QE-29091…QE-29161 для РВС-7 и приборами QISA-14-1001… QISA-14-1008 с датчиками QE-14091…QE-14161 для РВС-6.

При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 10 % НКПВ срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация на площадке резервуаров, на АРМ в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП.

Забор нефти из резервуара насосами поз. Н-1…Н-3 для подачи в СИКН и далее в напорный нефтепровод осуществляется по трубопроводу.

2.8 Емкость дренажная, V=40 мі (Е-4)

Сброс воды из резервуаров осуществляется через краны сифонные по трубопроводу Ду100 в подземную емкость (V=40 м3). Давление в емкости 0,07 МПа контролируетсяпо местному манометру поз. PI-08011. Для контроля уровня жидкости в емкости 0,4…1,8 м и сигнализации на АРМ в операторной ПСП порогового нижнего и верхнего значений предусмотрен сигнализатор поз. LTA-08021. Схемой автоматизации предусмотрена также сигнализация на АРМ в операторной ПСП верхнего предаварийного уровня 2,0 м в емкости сигнализатором. Откачка жидкости из емкости производится автоцистернами.

2.9 Конденсатосборник, V=12,5 мі (К-1)

Для газоуравнительной системы резервуаров (линия поз. Г49 Ду100) и сбора скопившегося в ней конденсата технологической схемой предусмотрен подземный конденсатосборник поз.К-1 (V=12,5м3). Контроль давления 0,07 МПа в К-1 осуществляется по местному манометру поз. PI-07011, а также дистанционно с АРМ в операторной ПСП по прибору PT-07021. Откачка конденсата из К-1 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД57 в линию поз. Н46 Ду80 и далее на при ем фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка конденсата из К-1 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Контроль и регулирование уровня жидкости в конденсато сборнике 0,4…1,4 м осуществляется датчиком LTSA-07051. При повышении уровня жидкости до верхней допустимой отметки 1,4м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и включается погружной насос откачки конденсата. При достижении рабочего давления 0,5 МПа на выкиде насоса по датчику PTSA-07041, открывается электроприводная задвижка ЗД57. При снижении уровня жидкости в конденсато сборнике до нижнего рабочего уровня 0,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация, и прибором поз. LSA-07051 выдается команда на закрытие задвижки ЗД57 и последующее отключение насоса откачки конденсата. В процессе эксплуатации положение задвижки ЗД57 и текущее состояние погружного насоса отображаются на мониторе АРМ в операторной ПСП. При аварийном повышении давления до 0,55МПа на выкиде погружного насоса по прибору поз. PSA-07041 в операторной срабатывает предаварийная сигнализация и с задержкой 10 с останавливается насос. При аварийном понижении давления до 0,1 МПа на выкиде погружного насоса в операторную выдается предаварийный сигнал и останавливается насос. При аварийных остановках насоса задвижка ЗД57 автоматически закрывается. Технологической схемой также предусмотрена возможность местного контроля давления на выкиде насоса откачки конденсата по манометру поз. PI-07031.

Для защиты от переполнения схемой автоматизации предусмотрен дистанционный контроль верхнего предаварийного уровня 1,6 м жидкости в К-1 с выдачей предаварийного сигнала на АРМ в операторную ПСП сигнализатором поз. LA-07061.

2.10 Станция насосная внутренней перекачки нефти

Забор нефти из резервуаров для внутренней перекачки нефти из резервуара в резервуар предусмотрен насосами поз. Н-4, Н-5 по трубопроводу поз.Н29. После насосов внутренней перекачки Н-4, Н-5 (1 рабочий, 1 в резерве) нефть по трубопроводам поз. Н72, Н75 подается на вход резервуаров. На случай необходимости подогрева нефти в резервуарах, проектом предусмотрена возможность подачи нефти в теплообменники поз. ТО-1,2 при внутрипарковой перекачке.

Для внутрипарковой перекачки нефти применены насосы серии ЦНС.

Для автоматизации внутрипарковой перекачки нефти в насосной предусмотрена установка электроприводных задвижек ЗД45, ЗД47 на входе и ЗД46, ЗД48 на выкиде насосов Н-4, Н-5. Управление задвижками осуществляется автоматически при срабатывании технологических защит, а также с АРМ в операторной ПСП. Для предупреждения попадания в рабочие полости насосов посторонних предметов и крупных механических примесей на входных трубопроводах насосов установлены фильтры. Контроль состояния фильтров осуществляется по перепаду давления (не более 0,02МПа) на входе и выходе фильтра по датчикам PDT-ВРЗ.Н4, PDT-ВРЗ.Н5. При увеличении перепада давления свыше 0,02 МПа в операторную выдается предаварийный сигнал.

Контроль давления 0,1 МПа нефти на приеме насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по приборам датчикам РТ-ВР1.Н4, РТ-ВР1.Н5 и по местным манометрам. При понижении давления нефти в приемных трубопроводах насосов поз. Н-4, Н5 до 0,05МПа и при возрастании свыше 0,6МПа на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал. Контроль давления 0,85МПа нефти на выкиде насоса контролируется дистанционно с АРМ в операторной ПСП по датчикам PTS-ВР2.Н4, PTS-ВР2.Н5 и по местным манометрам. При падении давления на выкиде до предаварийного нижнего значения с задержкой 60 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал. При повышении давления на выкиде насоса до предаварийного верхнего значения производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47,ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал.

Для обеспечения безопасной и устойчивой работы ПСП предусмотрены следующие системы контроля и защиты насосов внутрипарковой перекачки нефти поз. Н-4, Н-5:

- система автоматического резервирования (АВР), сблокированная с технологическими защитами насосов;

- контроль температуры не выше 750С на линии разгрузки гидропяты с датчиками TTS-ВК6.1.Н4, TTS-ВК6.1.Н5. При повышении температуры свыше 750С производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал;

- контроль вибрации не более 7 мм/с насосного агрегата приборами GT-SR1.H4, GE,GT-SR1.H5. При усилении вибрации насоса до величины свыше 7 мм/с с задержкой 20 секунд производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал;

- контроль открытия кожуха муфты датчиками GA-SQ1.Н4, GA-SQ1.Нс выдачей запрета на пуск насоса при открытом кожухе;

- контроль температуры 15…750С подшипников насоса, электродвигателя насоса по датчикам TTS-ВК1.Н4…TTS-ВК4.Н4, TTS-ВК1.Н5…TTS-ВК4.Н5. При повышении температуры подшипников свыше 750С на АРМ в операторную ПСП подается предупредительный сигнал, при дальнейшем повышении температуры до 800С, с задержкой 3 секунды производится автоматическая остановка насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР), на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийный сигнал. При температуре подшипников 15 0С (при пуске насосов) на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация, при температуре подшипников 5 0С выдается запрет на пуск насоса и предаварийная сигнализация на АРМ в операторную ПСП;

- контроль температуры в блоке насосов внутрипарковой перекачки нефти поз. Н-4, Н-5. При понижении температуры в блоке до 50С на АРМ в операторную ПСП выдается предаварийная сигнализация;

- контроль состояния воздушной среды в блоке насосов поз. Н-4, Н-5 внутрипарковой перекачки нефти по датчикам QE-В2.1.Н4, QE-В2.1.Н5. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 20 % НКПР срабатывает предупредительная светозвуковая сигнализация на наружной стене блока насосов, включается вытяжной вентилятор поз. В1 в операторную выдается предупредительная сигнализация повышения концентрации углеводородов и сигнализируется включение вытяжного вентилятора. При повышении концентрации углеводородов в воздухе до 50% НКПР выдается команда на отключение насосов Н-4, Н-5, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46, ЗД47, ЗД48 на приеме и выкиде насосов, срабатывает предаварийная светозвуковая сигнализация по месту и выдается предаварийный сигнал на АРМ в операторную ПСП;

- контроль несанкционированного доступа в блок насосов внутрипарковой перекачки нефти от датчика проникновения поз. GA-SQ2.Н2. При срабатывании датчика на АРМ в операторную ПСП выдается предупредительная сигнализация. Сбор утечек и опорожнение трубопроводов обвязки насосов внутренней перекачки нефти осуществляется в расширительные камеры трубопровода утечек поз. Н51 и далее по трубопроводу в дренажную емкость поз. Е-1. Схемой автоматизации предусмотрен контроль предаварийного высокого уровня заполнения (50 %) расширительных камер трубопровода утечек по приборам поз. LSA-SL1.H4, LSA-SL1.H5. При заполнении расширительной камеры на половину объема на АРМ в операторную ПСП подается предаварийный сигнал, производится автоматическая остановка соответствующего насоса, закрытие запорной арматуры ЗД45, ЗД46 (ЗД47, ЗД48 в зависимости от аварийного насоса) на входе и выходе насоса и включение программы автоматического резервирования (АВР).

2.11 Емкость дренажная, V=8 мі (Е-1, Е-2, Е-3, Е-5)

Для приема дренажей учтенной и неучтенной нефти от сооружений и трубопроводов ПСП предусмотрены подземные емкости дренажные поз. Е-1, Е-2, Е-3 и Е-5.

Емкости подземные для откачки собранной жидкости оборудуются насосным агрегатом НВ-Д 50/50 производительностью 50 мі/час и напором 50 м.ст.ж. Насос устанавливается в укрытии. Для сокращения потерь нефти от испарения на емкостях дренажных поз. Е-1, Е-2, Е-3, Е-5 предусмотрена установка клапанов дыхательных механических со встроенным огнепреградителем КДМ1-150 Ду 100 мм. Конденсатосборник К-1 оборудуется газоуравнительной линией.

Подземная дренажная емкость поз. Е-1 (V=8 м3) предназначена для приема утечек и дренажных стоков с обвязки насосов внутрипарковой поз. Н-4, Н-5 и внешней поз. Н1…Н3 перекачки нефти, клапана регулятора давления поз. КРД-1, с теплообменников поз. ТО-1,2, фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2 и узла приема очистного устройства поз. УП.

Контроль давления 0,07 МПа в емкости поз. Е-1 осуществляется по местному манометру поз. PI-5.1021. Откачка жидкости из Е-1 осуществляется по уровню погружным насосом через обратный клапан, электроприводную задвижку ЗД55 в линию поз. Н46 и далее на прием фильтров грязеуловителей поз. ФГ-1,2. Откачка жидкости из Е-1 может осуществляться принудительно, включением насоса откачки конденсата кнопкой управления по месту и с АРМ в операторной ПСП.

Контроль и регулирование уровня 0,4…1,4 м жидкости в Е-1 осуществляется датчиком LTSA-5.1051. При повышении уровня жидкости до верхней допустимой отметки 1,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и включается погружной насос емкости. При достижении рабочего давления 0,5 МПа на выкиде насоса по датчику PTSA-5.1041, открывается электроприводная задвижка ЗД55. При снижении уровня жидкости в конденсатосборнике до нижнего рабочего уровня 0,4 м на АРМ в операторной ПСП срабатывает предупредительная сигнализация и прибором поз. LSA-5.1051 выдается команда на закрытие задвижки ЗД55 и последующее отключение насоса откачки конденсата. В процессе эксплуатации положение задвижки ЗД55 и текущее состояние погружного насоса отображаются на мониторе АРМ в операторной ПСП. При аварийном повышении давления до 0,55 МПа на выкиде погружного насоса по прибору поз. PSA-5.1041 в операторной срабатывает предаварийная сигнализация и через 10 с останавливается насос. При аварийном понижении давления до 0,1 МПа на выкиде погружного насоса в операторную выдается предаварийный сигнал и останавливается насос. При аварийных остановках насоса задвижка ЗД55 автоматически закрывается. Технологической схемой также предусмотрена возможность местного контроля давления на выкиде насоса откачки конденсата по манометру поз. PI-5.1031.