Фаинского месторождения Сургутнефтегаз

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Блок компрессорной установки К1.1, 1.2 (один - резервный).

Предназначен для компримирования газа низких ступеней сепарации на ЦППН-4. Принята компрессорная установка (КУ) «Элемент» 7 ВКГ блочного исполнения. Компрессоры Элемент 7 ВКГ - винтовые,

маслозаполненные, двухроторные, с бесступенчатой системой регулирования производительности с приводом от электродвигателя Siemens мощностью

550 кВт. Запуск, остановка и замена К1.1 на К1.2 осуществляется вручную.

В блок КУ входят:

рама стальная;

электродвигатель Siemens мощностью 550 кВт;

винтовой компрессор 7 ВКГ;

соединительные муфты со съемными ограждениями;

сепаратор газа на всасывании вертикальный инерционного типа;

фильтр-сепаратор на нагнетании для улавливания масла, выносимого из компрессора с газом;

система управления КУ;

вспомогательные системы агрегата.

Компрессоры работают в автоматическом режиме в зависимости от температуры нагнетания и температуры масла.

Предохранительные клапана имеют переключающие устройства,

которые позволяют проверять исправность действия клапанов в рабочем состоянии. Давление настройки клапанов соответствует технологическим параметрам КС.

Насосное оборудование имеет компенсирующие муфты и виброкомпенсаторы на выкидных и приемных коллекторах. Муфты электродвигателя и компрессора ограждены кожухом, оснащенным системой блокировки с пусковым устройством, исключающим пуск его в работу при открытом или отсутствующем ограждении.

Предусмотрено измерение, регистрация, сигнализация основных параметров КУ (температура подшипников, газа, вибрация, учет моточасов,

СПБГУАП / Санкт-Петербург

давление и расход газа, перепад давления, нагрузка на электродвигатель, открытие кожуха полумуфт).

Фильтр - сепаратор обеспечивает трехступенчатую очистку газа. Содержание масла в газе на выходе не более 5 мг/ м3. Сепаратор газа на входе и фильтр - сепаратор на нагнетании оснащены контроллером уровня, сбросным клапаном, предельным выключателем, уровнемерным стеклом и дренажным краном.

Масляная система, включающая приводимый от вала компрессора масляный насос, фильтры масла, систему предпускового подогрева масла и др. входит в объем поставки компрессора.

Конструкция установок позволяет проводить ремонтные / сервисные работы и раздельный монтаж / демонтаж двигателя, компрессора и вспомогательного оборудования. Для работ предусмотрен грузоподъемный механизм с ручным приводом (согласно требованиям Ростехнадзора) с выходом подкрановых путей на площадку обслуживания.

Оборудование поставляется в комплекте с заглушками для проведения гидравлических испытаний емкостного оборудования и трубопроводов, ответными фланцами, уплотнениями и крепежом, запчастями, специальным инструментом.

В объем поставки также входят сертификация, монтажные и пуско-

наладочные работы, приемо-сдаточные испытания на заводе-изготовителе и на месте установки, обучение персонала на заводе-изготовителе и на месте.

Емкость отработанного масла ЕД1. Предназначена для сбора отработанного масла.

Принята емкость подземная горизонтальная дренажная емкостью ЕП 5-1600-1700-3 по ТУ3615-023-00220322-2001 с погружной насосной установкой С235Д.2.00.000 (насос НШ-10Е-3Л) с электродвигателем 4А-

80В4. Антикоррозионное покрытие - в соответствии с требованиями тех. инструкции ОАО «НК «Роснефть» №П2-05С-028Р-002 Т001.

Азотная установка.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Предназначена для продувки емкостей и трубопроводов азотом.

Предусмотрена мобильная мембранная азотная станция МВА - 1,4-95.0-150-

В1У (блочно-контейнерного исполнения).

Установка размещается в блоке - контейнере с вводно-

распределительным устройством, автономной системой вентиляции,

автоматической системой обогрева и пожаротушения. Нагнетаемый винтовым маслозаполненным компрессором воздух под давлением 13 атм поступает в газоразделительный блок.

Газоразделительный блок состоит из мембранных картриджей, каждый из которых представляет собой полимерную мембрану, расположенную в корпусе. Посредством мембранного разделения из воздуха частично удаляются кислород, СО2, Н2О, прочие примеси. Для подачи азота к трубопроводам и аппаратам предусмотрены трубопроводы DN50,

непосредственное подключение трубопроводов к продуваемому оборудованию осуществляется гибкими шлангами.

Мембранная азотная станция в составе:

мембранный газоразделительный блок (ГРБ) с системой управления;

воздушный компрессор со встроенным осушителем, винтовой;

воздушный ресивер, 500 литров, максимальное давление 16 атм;

система подготовки воздуха, фильтры очистки воздуха и систему конденсатоотвода;

системы контроля и управления установкой, в комплекте с газоанализатором кислорода.

Азотная станция функционирует полностью в автоматическом режиме,

присутствие оператора во время работы не требуется.

Все диагностические приборы имеют унифицированные выходы 4-20

мА, которые могут быть использованы для дистанционного контроля каждого блока и всей установки в целом.

Станция включается и отключается по сигналам с контактных манометров, расположенных на ресивере азота потребителя (включается при

СПБГУАП / Санкт-Петербург

достижении Pmin и выключается при достижении Pmax, которые устанавливаются оператором). Станция подает азот потребителю при концентрации кислорода в продукте ниже 5%, и производит выброс азота в атмосферу при концентрации кислорода в продукте больше 5%.

ГРБ автоматически отключается в следующих случаях: давление воздуха на входе в ГРБ ниже 10,0 кгс/см2;

температура воздуха на входе в блок выше 60 0С. Факельная система СФНР-300.

В соответствии с проектными решениями проектируемая факельная система функционирует параллельно с существующей. Необходимость новой факельной системы обусловлена прогнозируемым ростом количества отделяемого попутного газа до 150 млн. нм3/год.

Проектируемая факельная система высокого давления предназначена для сжигания попутного газа от первой ступени сепарации УПСВ в случае:

аварийной остановки проектируемой ДКС; аварийной остановки существующей УСКГ на УПСВ;

прекращения приема газа по магистральному газопроводу Сургутским

ГПЗ;

аварийного сброса газа из технологических линий и технологического оборудования ДКС.

Подключение факела производится к трубопроводам существующего факела после расширительной камеры. Газ на розжиг также отбирается от газопровода на существующий факел. Узел подключения оборудуется отсекающей запорной арматурой и площадками обслуживания. Трубопроводы на проектируемый факел прокладываются по эстакаде и имеют теплоизоляцию и электрообогрев.

Пропускная способность факельной системы выбрана в соответствии с письмом №03/01-05-6343 ООО РН-Юганскнефтегаз. Номинальная пропускная способность оголовка факела составляет 585 000 нм3/сут. максимальное значение пропускной способности оголовка факела составляет

СПБГУАП / Санкт-Петербург

не менее 700 000 нм3/сут.

В факельной установке используется электроискровой розжиг дежурных горелок. Система розжига может функционировать как в ручном,

так и в автоматическом режиме. Для управления розжигом используется пульт, поставляемый комплектно с факельной установкой, который монтируется рядом с пультом управления существующего факела.

Запорная арматура.

Запорная арматура выбрана с учетом химических свойств перекачиваемой среды, технологических параметров, условий эксплуатации и требований действующих нормативных документов. Герметичность затвора задвижек - класс А по ГОСТ 9544-2005. Климатическое исполнение -

УХЛ1. Для обеспечения минимального выброса газа при аварии на основной технологической нитке применены электроприводные задвижки с временем закрытия не более 5 с.

В качестве запорно-регулирующей арматуры применены клапаны

Samson Controlsc, с электроприводом Auma Matic и обогревателем механизма конечных выключателей [1].

В данном разделе рассмотрена схема компримирования газа на ДКС.

Дана краткая характеристика основных технологических объектов станции и обоснование их использования.

На основании данного раздела можно сформулировать следующие положения:

технология включает процессы очистки, компримирования и последующего охлаждения попутного газа с использованием газоперекачивающих агрегатов (КСУ), фильтров сепараторов, аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО);

на станции обращаются едкие и взрывоопасные среды (попутный нефтяной газ, конденсат).

СПБГУАП / Санкт-Петербург

2. Патентная проработка

Патентная проработка не проводилась в связи с тем, что задачей специального раздела является разработка программы логического запуска и остановки компрессора, которая не является охраноспособным объектом.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

3. Автоматизация ДКС

Цель данного раздела - анализ и совершенствование существующей системы автоматизации ДКС. Необходимо сформулировать требования к системе автоматизации, установить объем автоматизации, привести перечень используемых технических средств, выбрать объект для совершенствования системы автоматизации.

Данный раздел разработан на основании:

-задания на проектирование объекта «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения»;

-технического задания на выполнение проектно-сметной документации по объекту «Дожимная компрессорная станция Фаинского месторождения».

В качестве основных нормативных документов, определяющих технические решения по уровню автоматизации и телемеханизации,

использованы:

-СНиП 3.05.07-95 «Системы автоматизации»;

-РТМ 36.22.8-90 «Правила проектирования систем автоматизации в ТЭО и проекте»;

-РД БТ-39-0147171-003-88 «Требования к установке датчиков стационарных газоанализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности».

3.1 Требования к системе автоматизации

Основные задачи системы автоматизации:

-повышение качества ведения технологического процесса и его безопасности;

-повышение оперативности действий обслуживающего персонала;

улучшение экологической обстановки на территории ЦППН-4;

СПБГУАП / Санкт-Петербург

повышения надежности системы управления объектами.

Система контроля и управления (АСУ ТП) должна обеспечиваеть следующие функции:

- дистанционный контроль технологических параметров;

дистанционное и автоматическое управление запорно-регулирующей арматурой на технологических трубопроводах;

дистанционный контроль состояния запорно-регулирующей арматуры и электроприводного оборудования;

защита технологических аппаратов от перелива;

обнаружение отказов оборудования;

- контроль довзрывоопасных концентраций горючих газов;

оповещение персонала об изменении состояния технологического оборудования и аварийных ситуациях.

Объекты автоматизации

Предусматривается автоматизация следующих объектов:

- площадка компрессоров (компрессоры К1.1, К1.2);

площадка технологического оборудования: ) ёмкость сбора конденсата ЕК1; ) ёмкость буферная Е1;

) сепаратор приемный C1; ) АВО газа (Х1.1, Х1.2);

) блок компримирования газа КСУ; ) емкость приемная Е2; ) блоки управления;

-операторная.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

3.3 Объём автоматизации ДКС

Структурная схема автоматизации представлена на рисунке 3.1. Данная АСУТП разделена по объектам управления:

компрессорный блок (блочные компрессора К1.1 и К2.2);

блок компримирования газа КСУ;

система контроля и сигнализации загазованности.

Соединение данных элементов с АРМ осуществляется по стандарту

RS-485.

Соединение АРМ между собой осуществляется по кабелю Ethernet.

Таким образом все элементы системы взаимосвязаны.

Перечень используемых средств автоматизации.

В таблице 3.1 приведен перечень используемых на станции средств автоматизации.

Приборы и средства автоматизации, предусмотренные для оснащения проектируемых объектов установки производятся заводами и объединениями Российской Федерации, внесены в Госреестр средств измерений.

Для местного контроля температуры предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки ТБ-Сд2.

Для местного контроля давления в выкидных трубопроводах насосов предусматриваются манометры технические показывающие виброустойчивые марки М-3ВУ.

Для местного контроля давления в технологических аппаратах предусматриваются манометры технические показывающие МП4-У и мановакуумметры МТИ-1218.

Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Таблица 3.1 - Перечень средств автоматизации

Наименование вида оборудования	Кол-во	Примечание
Приборы и средства автоматизации
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-274-	6	0ExiaIICT6
08-Ехd-630/80-0,5 - Н10, (-50…+50°С) - 4-20мА-ТБ-Т5-У1.1, (-45…70°С) - ГП,
«Метран» г. Челябинск
Нормирующий преобразователь НП-03	6
Интеллектуальный датчик избыточного давления Метран-100-Ех-ДИ, внесен в	6	ExiаIIСT5X
Госреестр средств измерений, Сертификат №11320
Преобразователь давления D-10-7	6
Датчик уровня ультразвуковой ДУУ4 - -01-ТВ взрывозащищенный; ЗАО	2	IExibIIBT5X
«Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ
Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-6; взрывозащищенный; ЗАО	2	IExibIIBT5Х
«Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ
Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У3	9	0ExiаIIBT5
Сигнализатор уровня ультразвуковой СУР-5; взрывозащищенный; ЗАО	6	0ExiaIIBT5
«Альбатрос» г. Москва; сертификат Гостехнадзора РФ и Госстандарта РФ
Счётчик нефти турбинный «МИГ», в комплекте: а) турбинный преобразователь	1	1ЕхdIIBT4
расхода МИГ-50-1,6 -1 шт. б) датчик магнитоиндукц. НОРД-И2У-02 - 1 шт. в)
блок обработки данных «VEGA-03»
Малогабаритный датчик избыточного давления Метран-55-Ех-ДИ; ПГ	1	IExiаIIСT5X
«Метран» г. Челябинск; внесен в Госреестр средств измерений, Сертификат
№6312
Термометр биметаллический ТБ-Сд2, «Теплоприбор» г. Казань	7	1ExdiaIIВТ4
Мановакуумметр для точных измерений МТИ-1218, внесен в Госреестр	8
средств измерений
Манометр технический показывающий виброустойчивый М-3ВУ, ОАО	1
«Манотомь», г. Томск, Сертифицирован и внесен в Госреестр Российской
Федерации
Сигнализатор загазованности с диффузионной подачей пробы СТМ-10 в	3	1ExdIICT4
комплекте с датчиками; ФГУП СПО «АНАЛИТПРИБОР», продукция СПО
сертифицирована Госстандартом РФ
Выключатель путевой взрывозащищенный ВПВ-1А11У3	9	0ExiаIIBT5
Микровыключатель МП2101Л	1
Узел учёта газа с системой обработки информации на базе ИВК «МикроТЭК»	1
контроллер XPAC-8000	2
Устройство коммутационное УК64М	1
Источник бесперебойного питания АРС Smart-UPS RT 3000 VA 230V	1
Комплексы средств автоматизации
АРМ оператора с базовым и прикладным ПО, монитор 21, источник	2
бесперебойного питания, принтер
Сервер базы данных, с базовым ПО, Industrial SQL server, DDE/OPC server	1
Станция управления (технологическими площадками) с базовым и прикладным	1
ПО

Для дистанционного измерения давления предусматриваются интеллектуальные датчики избыточного давления взрывозащищённые Метран-100-Ех-ДИ, а на выкиде насосов - малогабаритные датчики давления Метран-55-Ех-ДИ взрывозащищенного исполнения.

Для дистанционного измерения температуры в технологических аппаратах и в трубопроводах предусматриваются термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-205-Ех,