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.

Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4 где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами контроля и измерения давления, уровня жидкости. Уровень жидкости в газосепараторе контролируется прибором УБ-ПВ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПВ 10.1Э, установленный на щите операторной. Пределы измерения уровня Н=0,5-1,0 м. Давление в газосепараторе контролируется техническим и электроконтактным манометром ВЭ16РБ, а также прибором 13ДИ30. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПКР , установленный на щите операторной. Пределы поддержания давления в газосепараторе Р=0,15-0,3 МПа.

Из газосепаратора ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4. На трубопроводах установлены диафрагмы, для измерения количества газа подаваемого на печи. Показания диафрагм через преобразователи давления 13ДД11, выведены на вторичные приборы РПВ.4, установленные на щите операторной. Уловленные в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную емкость ЕП-8.

Газ из сепараторов С 1-6 поступает на газокомпрессорную станцию. При поподании газового конденсата и капельной жидкости в газопровод (повышении давления в газопроводе и сепараторах и падении давления в газопроводе на приеме газокомпрессорной) предусмотрен дренаж жидкости из газопровода в подземные емкости ЕП-4,12. При остановке газокомпрессорной станции газ из сепараторов С1-С6, операторами компрессорной станции, переводится на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. На газопроводе перед факелом,для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, из трубы диаметром 720 мм и длиной L=8,0 м, смонтирован “сепаратор-расширитель” С-8. Уловленная в сепараторе-расширителе С-8 жидкость дренируется в ЕП-7.

Газ из установки УПСВ”Б” по отдельному газопроводу через сепаратор-расширитель С-7,смонтированный из трубы диаметром 720 мм, длиной 8,0 м и предназначенный для улавливания конденсата и жидкости, находящихся в газе, поступает на факел высокого давления (ФВД-I), где сжигается. Уловленная в “сепараторе-расширителе” С-7 жидкость дренируется в подземную емкость ЕП6.

Подтоварная вода с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижки поступает в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4 УПН. При необходимости предусмотрена подача подтоварной воды с электродегидраторов ЭГ 1-4 через задвижку на прием технологических насосов ЦНС 300х120 УПН и в очистные резервуары РВС-5000 № 3-6 УПСВ”Б”. Подтоварная вода с технологических и товарных РВС-10000 УПН поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается в очистные резервуары РВС-5000 №№ 3-6 УПСВ”Б”.

Насосы ЦНС 180х170 оборудованы приборами контроля давления - по входу нефти техническим манометром и ЭКМ ВЭ16РБ по выходу; температуры подшипников насоса и электродвигателя; утечки жидкости через сальниковые уплотнения. Утечка жидкости через сальники насосов контролируется прибором ДУЖЭ-200М. Сигнал от прибора выведен на щит операторной. Срабатывает сигнализация и блокировка работы насосов: по давлению при Рmin=1,4МПа и Рmax= 1,9 МПа; температуре подшипников Тmax=70°С; предельно-допустимом уровне жидкости в стакане Нmax=0,1 м.

Нефтяная “пленка” с очистных резервуаров РВС-5000 № 3-6, а также водная “подушка” с товарных резервуаров РВС-5000 № 1-2 УПСВ”Б” поступает на прием насосов ЦНС 180х170 и откачивается:

· в технологические резервуары РВС-10000 №№ 2,4;

· на прием сырьевых насосов УПН ЦНС 300х120.

При необходимости раскачки одного из технологических или товарных резервуаров РВС-10000 №№ 1-4 нефть поступает на прием внутрипарковых насосов ЦНС 180х170 и откачивается: