- комплекс технологический (КТ) 0095.10.00.000 (или технологическая часть - согласно МИ 2825-2003); к КТ функционально относится также пробозаборное устройство блока серомера системы компаундирования, устанавливаемое на байпасе магистрального трубопровода «Холмогоры-Клин» по рабочему проекту ОАО «Институт «Нефтегазпроект»;
- блок операторной 0095.20.00.000 с системой сбора, обработки информации и управления (СОИ);
- системы электроснабжения и аварийной защиты СИКН (в настоящем проекте эти системы условно отнесены к составу СОИ).
Структура СИКН укрупненно показана в схеме деления структурной 0095.00.00.000 Е1.
5.2 Состав оборудования СИКН приведен в сводной спецификации 0095.00.00.000 Д5.
6.1.1 Комплекс технологический 0095.10.00.000 (далее – КТ) содержит оборудование, запорно - регулирующую арматуру, первичные средства измерений, технологические и дренажные трубопроводы, в соответствии со схемой гидравлической принципиальной 0095.10.00.000Г3 объединенные в функциональные блоки и узлы:
· блок измерительных линий (БИЛ);
· блок измерений показателей качества нефти (БИК);
· блок ТПУ (БТПУ);
· узел подключения передвижной ТПУ (УПП ТПУ);
· установка поверки и калибровки ТПУ (УПК ТПУ);
· блок серомера системы компаундирования (БССК),
а также сборное (модульное) здание, в котором они размещаются.
6.1.2 Состав оборудования и средств измерений КТ приведен в Сводной спецификации оборудования (см. 0095.00.00.000 Д5).
6.1.3 Расчет гидравлических потерь в обоснование основных схемных и конструктивных решений КТ даны в 0095.10.00.000 РР1.
6.1.4 Общий вид КТ показан на чертеже общего вида 0095.10.00.000 ВО.
6.1.5 В состоянии поставки КТ состоит из двух модулей. Стыкуемость трубопроводных конструкций, смонтированных в модулях, обеспечивается предварительной сборкой на заводе, производящем монтаж.
6.1.6 Конструктивное исполнение трубопроводных систем комплекса технологического соответствует ОСТ 26.260.18-2004, ПБ 03-585-03 и предполагает его заводское изготовление и транспортирование помодульно железнодорожным или автомобильным транспортом.
6.1.7 Узлы трубопроводных конструкций и оборудование КТ смонтированы на бескорпусных хомутовых опорах, установленных на элементы встроенного каркаса пола сборного (модульного) здания. Жесткость несущих конструкций исключает деформации, перемещения оборудования и трубопроводных систем КТ при транспортировании и такелажных операциях, которые могут привести к нарушению их герметичности.
6.1.8 Дренажная система КТ разделена на две ветви:
- дренаж неучтенной нефти и
- дренаж учтенной нефти.
Все дренажные трубопроводы имеют уклон не менее 0,002 в сторону выхода.
Предусмотрен также слив воды и моющих жидкостей из ТПУ и смежных с ней трубопроводов в промливневую канализацию – при промывке и поверке ТПУ с помощью УПК ТПУ.
6.1.9 Выходные штуцеры линий дренажа в состоянии поставки снабжены ответными фланцами с поворотными заглушками, предназначенными для исключения возможности неконтролируемых утечек нефти через систему дренажа.* Штуцеры, предназначенные для подключения передвижной ТПУ, снабжены заглушками. Также заглушками снабжены входной и выходной штуцеры промывочной жидкости.
6.1.10 Масса КТ (включая сборное (модульное) здание):
- «сухая», кг, не более 34000;
- при заполненных водой трубопроводах
и оборудовании, кг, не более 35000.
6.2.1 В состав БИЛ входят:
· две измерительные линии Ду150 - рабочая и резервная;
· входной коллектор Ду150;
· выходной коллектор Ду150, имеющий выходы (с запорной арматурой) в двух направлениях:
- к регуляторам расхода и далее – в напорный нефтепровод Шапшинской группы месторождений,
- к ТПУ.
В каждой измерительной линии на входном участке установлен фильтр тонкой очистки с размером ячейки фильтрующего элемента 6мм. Перепад давления на фильтре контролируется визуально – по двум манометрам, установленным до и после фильтра.
6.2.2 Обоснование выбора количества и условного диаметра измерительных линий, а также условных диаметров входного и выходного коллекторов приведено в разделе 6.9.
6.2.3 В обеспечение достоверности измерений и поверок СРМ по ТПУ на выходе из измерительных линий, а также на обоих выходах из выходного коллектора БИЛ применена запорная арматура с контролем протечек.
6.2.4 В обеспечение возможности дистанционного переключения потока нефти с рабочей измерительной линии на резервную и обратно, а также дистанционного перевода БИЛ в режим поверки СРМ по ТПУ (а также в обеспечение дистанционного контроля этих переключений с выдачей сигнала о выполнении этих операций на верхний уровень) на выходах из измерительных линий и на выходе из БИЛ в направлении выхода из СИКН в напорный трубопровод применена запорная арматура с электроприводами.
6.2.5 В качестве запорной арматуры в измерительных линиях и выходном коллекторе БИЛ применены шаровые краны. Электроприводы, примененные на шаровых кранах, управляемых дистанционно, во избежание явления гидроудара в трубопроводной системе должны быть настроены при вводе системы в эксплуатацию на время закрытия крана (поворот штока на 90°) не менее 60 секунд.
6.2.6 Дренажный коллектор БИЛ разделен на две ветви:
- в дренаж неучтенной нефти – до СРМ;
- в дренаж учтенной нефти - после СРМ.
6.3.1 Отбор нефти для БИК осуществляется с помощью пробозаборного устройства щелевого типа, выполненного в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85. Пробозабор производится из выходного трубопровода БИЛ и ТПУ (Ду 150). Возврат нефти из БИК в выходной трубопровод выполнен после точки пробоотбора (по потоку нефти), до регулятора расхода.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.