Контроль ведения технологического процесса

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 10Следующая ⇒

В целях обеспечения соответствующей кондиции товарного газа ведется контроль основных показателей технологического процесса обработки газа на УКПГ.

Аналитический и автоматический контроль на всех стадиях технологического процесса осуществляют в установленных точках.

АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Таблица 5.1 – Аналитический контроль технологического процесса УКПГ-1АВ

№№ п/п

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт

Место отбора пробы (место установки средств измерений)

Контролируемые показатели

Метод контроля

Норма

Частота контроля

Осушенный газ

Технологическая нитка

Плотность Состав

ГОСТ 17310-02 МВИ ООО «ГДУ»

Не нормируется

1 раз в месяц

Воздушная среда

Производственные помещения УКПГ

Углеводороды алифатические предельные Метан Метанол Кислород

газоанализатор (стационарный и переносной) газоанализатор (стационарный и переносной) газоанализатор (стационарный и переносной), МУ2323-81 газоанализатор (стационарный и переносной)

900 мг/м3 (ПДК максимально разовая) 7000 мг/м3 (ПДК максимально разовая) 15 мг/м3 (ПДК максимально разовая) Содержание кислорода не менее 20 % об.

По графику, утв. гл. инженером

Продолжение таблицы 5.1

Водометанольный раствор (ВМР)

Разделители т.ц. 101, 103, ПРЕ метанола и ГСМ

Плотность Концентрация

ГОСТ 18995.1-73 Номограмма зависимости плотности ВМР от температуры замера

Не нормируется Не нормируется

При необходимости

Подземные воды

Действующие скважины

Плотность Водородный показатель Общая минерализация и компонент. состав

СТП 05751745-32-96 и ГОСТ 26449.1-85 и ГОСТ 6709-72

Не нормируется

По графику исследований геологической службы

Промстоки

Система промстоков до нефтеловушки

Температура Водородный показатель Нефтепродукты Нефтепродукты (ЦЛ) Взвешенные в-ва

ПНД Ф 12.16.1-10 ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4.121-97 ПНД Ф 14.1: 2.116–97 ПНД Ф 14.1: 2: 4.128-98 ПНД Ф 14.1: 2.110–97

Не нормируется

1 раз в 10 дней 1 раз в два месяца

Промстоки

Система промстоков после флотатора

Температура Водородный показатель Нефтепродукты Взвешенные в–ва

ПНД Ф 12.16.1-10 ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4.121-97 ПНД Ф 14.1: 2.116–97 ПНД Ф14.1: 2.110-97

Не нормируется

1 раз в 10 дней

Промстоки

Перед закачкой в пласт

Водородный показатель

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4.121-97

Не нормируется

1 раз в 10 дней

Нефтепродукты Нефтепродукты (ЦЛ)

ПНД Ф 14.1: 2.116–97 ПНД Ф 14.1: 2: 4.128-98

20 мг/дм³

1 раз в 10 дней 1 раз в месяц

Взвешенные в-ва

ПНД Ф 14.1: 2.110-97

20 мг/дм³

1 раз в 10 дней

Метанол

ПНД Ф 14.1: 2.102-97

150000 мг/дм³

1 раз в месяц

ДЭГ Растворенный кислород (ЦЛ)

Методика ИТЦ ПНД Ф 14.1: 2.101–97

4000 мг/дм³ Не > 5 мг/дм³

1 раз в месяц 1 раз в месяц

Хозстоки

До биологической очистки

Температура

ПНД Ф 12.16.1-10

Не нормируется

ежедневно

Водородный показатель

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4: 121–97

ежедневно

БПК5

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4: 123–97

1 раз в неделю

Хозстоки

Аэротенк

Температура

ПНД Ф 12.16.1-10

ежедневно

Водородный показатель

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4.121-97

6, 5–8, 5

ежедневно

Прозрачность надиловой воды

Продолжение таблицы 5.1

Прозрачность надиловой воды (ЦЛ)

ПНД Ф СБ 14.1.77–96 ФР 1.31.2008.04400

> 15 см

ежедневно 1 раз в 2 месяца

Растворенный кислород

ПНД Ф 14.1: 2.101–97

4–7 мг/дм³

ежедневно

Доза ила по объему Доза ила по объему (ЦЛ)

ПНД Ф СБ 14.1.77–96 ФР 1.31.2008.04398

не более 700 мл/дм³

ежедневно 1 раз в 2 месяца

Доза ила по весу Доза ила по весу (ЦЛ)

ПНД Ф СБ 14.1.77–96 ФР 1.31.2008.04397

до 4 г/дм ³

1 раз в неделю 1 раз в 2 месяца

Иловый индекс Иловый индекс (ЦЛ)

ПНД Ф СБ 14.1.77–96 ФР 1.31.2008.04398

1 раз в неделю 1 раз в 2 месяца

Хозстоки

После биологической очистки

Температура

ПНД Ф 12.16.1-10

ежедневно

Водородный показатель

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4.121-97

ежедневно

БПК5

ПНД Ф 14.1: 2: 3: 4: 123–97

15–20 мг/дм³

1 раз в неделю

Взвешенные вещества

ПНД Ф 14.1: 2.110–97

40 мг/дм³

1 раз в неделю

Нитрат – ион

ПНД Ф 14.1: 2: 4.4–95

1 раз в неделю

Нитрит – ион

ПНД Ф 14.1: 2: 4.3–95

1 раз в неделю

Аммоний – ион

ПНД Ф 14.1: 2: 4.262-10

1 раз в неделю

Хлориды

ПНД Ф 14.1: 2: 4.111–97

1 раз в неделю

Нефтепродукты Нефтепродукты (ЦЛ)

ПНД Ф 14.1: 2.116–97 ПНД Ф 14.1: 2: 4.128-98

1 раз в неделю 1 раз в 2 месяца

Сухой остаток

ПНД Ф 14.1: 2: 4.114–97

1 раз в неделю

ХПК

ПНД Ф 14.1: 2.100–97

80 мг/дм³

1 раз в неделю

Фосфаты (ЦЛ) АПАВ (ЦЛ)

ПНД Ф 14.1: 2: 4.112–97 ПНД Ф14.1: 2: 4.158–2000

1 раз в 2 месяца 1 раз в 2 месяца

Остаточный хлор

ПНД Ф 14.1: 2: 4.113–97

4 раза в смену

Контроль технологического процесса с помоЩью систем сигнализации, блокировок

Контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации, блокировок приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2. – Перечень блокировок и сигнализаций

№№ п/п

Наименование параметра

Наименование оборудования

Критичес-кий параметр

Величина устанавливаемого предела

Блокировка

Сигнализация

Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию

Минималь-ная

Максималь-ная

Минималь-ная

Максималь-ная

Минималь-ная

Максималь-ная

Р газа в шлейфе куста

Шлейф куста газовых скважин в ЗПА

Рр+15%

Рр-10%

Рр+10%

Рр-15%

Рр+15%

Р газа перед замерным сепаратором

Трубопровод на замерной сепаратор в ЗПА

7, 6 МПа

4, 0 МПа

7, 5 МПа

3, 8 МПа

7, 6 МПа

Р газа в низконапорной линии общая

Трубопровод низконапорной линии в ЗПА

7, 6 МПа

4, 6 МПа

7, 5 МПа

4, 5 МПа

7, 6 МПа

Т газа в трубопр. низконапорной линии общая

Трубопровод низконапорной линии в ЗПА

32 ^оС

0, 5 ^оС

30 ^оС

0 ^оС

32 ^оС

Т газа на шлейфе куста

Шлейф куста газовых скважин в ЗПА

Тр-15%

Тр-10%

Тр+10%

Тр-15%

Тр+15%

Р входное технологической нитки до входного ЗРА

Технологическая нитка

7, 6 МПа

4, 6 МПа

7, 5 МПа

4, 5 МПа

7, 6 МПа

Продолжение таблицы 5.2

Р входное технологической нитки после входного ЗРА

Технологическая нитка

7, 6 МПа

4, 6 МПа

7, 5 МПа

4, 5 МПа

7, 6 МПа

Т газа на входе технологической нитки

Технологическая нитка

5 ^оС

30 ^оС

5 ^оС

35 ^оС

Н конденсата и ВМР в сепараторе С-01[ИАС18]

Сепаратор С-N01

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

Н конденсата и ВМР в сепараторе С-04

Сепаратор С- N04

350 мм

200 мм

300 мм

150 мм

180 мм

350 мм

При минимальном уровне закрытие отсекающего клапана на линии сброса ВМР

Н конденсата и ВМР в сепараторе С-02

Сепаратор С- N02

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

Т газа на выходе С-01

Сепаратор С- N01

32 ^оС

5 ^оС

30 ^оС

4 ^оС

32 ^оС

Р газа на входе в Т-01

Теплообменник Т- N01

7, 6 МПа

4, 6 МПа

7, 5 МПа

4, 5 МПа

7, 6 МПа

Т газа на выходе T-01

Теплообменник Т- N01

Минус 22 ^оС

Минус 20 ^оС

5 ^оС

Минус 22 ^оС

7 ^оС

dР газа на Т-01

Теплообменник Т- N01

0, 12 МПа

0 МПа

0, 1 МПа

0, 12 МПа

Т газа на выходе T-02

Теплообменник Т- N02

Минус 32 ^оС

Минус 30 ^оС

Минус 15 ^оС

Минус 32 ^оС

Минус 10 ^оС

Продолжение таблицы 5.2

dP газа на Т-02

Теплообменник Т- N02

0, 2 МПа

0 МПа

0, 1 МПа

0, 2 МПа

Р метанола на ИНГ-5А

ИНГ-5А

9, 0 МПа

5, 5 МПа

8, 5 МПа

5, 0 МПа

9, 0 МПа

Т газа после клапана НТС

Технологическая нитка

> Минус 23 ^оС

Минус 32 ^оС

Минус 24 ^оС

Минус 33 ^оС

Минус 23 ^оС

Р газа после ШР НТС

Технологическая нитка

5, 7 МПа

3, 0 МПа

5, 5 МПа

2, 5 МПа

5, 7 МПа

Р газа в сепараторе С-02

Сепаратор С- N02

6, 2 МПа

3, 0 МПа

6, 0 МПа

2, 8 МПа

6, 2 МПа

Т осушенного газа перед Т-01

Теплообменник Т- N01

> Минус 4 ^оС

Минус 20 ^оС

Минус 5 ^оС

Минус 22 ^оС

Минус 4 ^оС

H конденсата в С-203

Сепаратор С-203/1-4

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

При минимальном уровне закрытие отсекающего клапана на линии сброса конденсата

H ВМР в сепараторе 203

Сепаратор С-203/1-4

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

При минимальном уровне закрытие отсекающего клапана на линии сброса ВМР

Р на выходе технологической нитки

Технологическая нитка

7, 6 МПа

2, 0 МПа

6, 5 МПа

1, 8 МПа

7, 6 МПа

Продолжение таблицы 5.2

Р газа в линии эжекции

Линия эжекции

5, 5 МПа

3, 0 МПа

5, 0 МПа

2, 8 МПа

5, 5 МПа

Р в разделителе Р-01

Разделитель Р- N01/1, 2

6, 6 МПа

4, 0 МПа

6, 5 МПа

3, 8 МПа

6, 6 МПа

Р в разделителе Р-02

Разделитель Р- N02/1, 2

5, 2 МПа

3, 0 МПа

5, 0 МПа

2, 8 МПа

5, 2 МПа

H конденсата в разделителе

Разделители Р- N01/1, 2, Р- N02/1, 2

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

При минимальном уровне закрытие отсекающего клапана на линии сброса конденсата

H ВМР в разделителе

Разделитель Р- N01/1, 2, Р- N02/1, 2.

500 мм

250 мм

450 мм

200 мм

500 мм

При минимальном уровне закрытие отсекающего клапана на линии сброса ВМР

Р метанола

Метанолопровод

9, 0 МПа

5, 5 МПа

8, 5 МПа

5, 0 МПа

9, 0 МПа

Р воздуха КИПиА

Коллектор воздуха КИПиА

0, 65 МПа

0, 4 МПа

0, 6 МПа

0, 28 МПа

0, 65 МПа

Т в помещениях

Здания, сооружения, помещения

30 ^оС

10 ^оС

25 ^оС

8 ^оС

30 ^оС

Продолжение таблицы 5.2

Т воды на выходе из калорифера ПВ

Калорифер приточного вентилятора

25 ^оС

30 ^оС

90 ^оС

25 ^оС

100 ^оС

Отключение приточного вентилятора

Р воды на входе в тепловом узле

Тепловой узел

0, 95 МПа

0, 3 МПа

0, 9 МПа

0, 2 МПа

0, 95 МПа

Р воды на выходе с теплового узла

Тепловой узел

0, 55 МПа

0, 1 МПа

0, 3 МПа

0, 08 МПа

0, 55 МПа

Т воды на входе в тепловом узле

Тепловой узел

120 ^оС

35 ^оС

110 ^оС

30 ^оС

120 ^оС

Т воды на выходе с теплового узла

Тепловой узел

80 ^оС

25 ^оС

70 ^оС

20 ^оС

80 ^оС

Загазованность

Технологические цеха, ЗПА

40 % НКПВ

Включение аварийных вытяжных вентиляторов

Условные обозначения:

Р – давление;

dР – перепад давления;

Т – температура;

H – уровень;

Рр – рабочее давление на основе действующего утвержденного «Технологического режима работы скважин УКПГ-1АВ» (в диапазоне между Руст оптимального режима и Руст допустимого режима);

Тр – рабочая температура на основе действующего утвержденного «Технологического режима работы скважин УКПГ-1АВ» (в диапазоне между Туст оптимального режима и Туст допустимого режима).

В столбце «Наименование оборудования» N – обозначение номера технологической нитки.

При достижении значений, указанных в столбцах №№ 9, 10 происходит включение световой и звуковой сигнализации на пульт операторной УКПГ-1АС.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒