Отче по лабе "Блочная автоматизированная установка по подготовке нефти"

Отче по лабе "Блочная автоматизированная установка по подготовке нефти"
Автор: drug \| Категория: Прочее \| Просмотров: \| Комментирии: 0 \| 13-08-2013 22:30

1 Общее назначение и перспективы развития данного процесса

Блочная автоматизированная установка по подготовке нефти предназначена для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки товарной нефти.

В настоящий момент подготовка нефти к транспортировке и дальнейшему использованию, как правило, производится двумя способами – с применением дорогостоящего комплекса оборудования, состоящего из печи нагрева нефтяной эмульсии, деэмульсатора, отстойника, сепаратора, устройства обессоливания и обезвоживания нефти, или при помощи импортных горизонтальных трехфазных сепараторов типа «heater-treater».

Установки подготовки нефти УПН предназначены для предварительного разделения добываемой продукции нефтяных скважин на нефть, газ и пластовую воду с последующей очисткой, замером, откачкой продукции по трубопроводу, а также для окончательной подготовки нефти до товарного качества.

Установки УПН могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.

Проектная мощность установки составляет 3,5 млн.м³/год.

Установка введена в эксплуатацию в апреле 1988 года.

Установка включает в себя следующие основные технологические объекты:

УПН

§ сепаратор I ступени сепарации V-100 м³ – 1 шт;
§ газосепаратор V-8 м³ – 1 шт;
§ газосепаратор V-0,8 м³ – 1 шт;
§ установка подготовки нефти в составе:
отстойник ОГ-200П – 1 шт;
сепаратор II ступени сепарации V-100м³;
нагреватели нефти ПТБ-10 – 1 шт; ПТБ-5-40 – 1 шт;
§ резервуары товарной нефти РВС-5000 м³– 2 шт;
§ резервуары для аварийного сбора нефти РВС-2000 м³ – 2 шт;
§ резервуары очистных сооружений РВС-2000 м³ – 2 шт;
§ факельное хозяйство в составе:
o факел высокого давления;
o факел низкого давления;
o расширительные камеры – 3 шт;
o конденсатосборники – 2 шт;
§ подземная дренажная емкость – 1 шт;
§ подземные аварийные емкости – 2 шт;
§ конденсатосборник к газоуровнительной системе резервуаров – 1 шт;
§ емкость подземная уловленной нефти – 1 шт;
§ блок насосов внешней перекачки нефти;
§ 2 блока насосов откачки подтоварной воды;
§ блок реагентного хозяйства;
§ блок закачки метанола;
§ оперативный узел учета нефти;
§ два оперативных узла учета газа;
§ оперативный узел учета воды;
§ пункт нефтеналива;
§ объекты энергетического хозяйства;
§ объекты подсобно-производственного назначения;
§ воздушная компрессорная;
§ пожарная насосная станция.

2 Характеристика сырья

Добываемая из скважин нефть имеет в своем составе пластовую воду (в свободном и эмульгированном состоянии), различные минеральные соли: хлористый натрий - NaCl, хлористый магний - MgCl и т.д., и механические примеси.

В состав нефти входят различные газы органического происхождения: метан – СН₄, этан – С₂Н₆, бутан – С₄Н₁₀, а также неорганического происхождения: сероводород – Н₂S, углекислый газ – СО₂, гелий – Не.

Нефтяные эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух жидкостей (нефти и воды), малорастворимых друг в друге. Содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95%. В том или ином количестве в нефти содержатся природные эмульгаторы (смолы, асфальтены, нерастворимые органические кислоты, мельчайшие механические примеси), которые, адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, повышают прочность слоев и препятствуют слиянию капель воды.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Поэтому нефть, добываемая из скважин вместе с пластовой водой, подвергается обезвоживанию и обессоливанию.

Физико-химические свойства нефти УПН Тагринского месторождения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Физико-химические свойства нефти на входе установки

п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Количество
1	Плотность при 20°С	кг/м³	848,0
2	Вязкость при 20 ºС при 50 ºС	сСт	6,34 2,69
3	Содержание в нефти: - воды - серы - парафина - смол - асфальтенов	% вес	до 90 0,40 1,7 6,8 0,28
4	Концентрация солей	мг/л	до 5000

3 Технологическая схема установки

Описание технологического процесса:

Технологический процесс приема, подготовки и перекачки нефти на становке УПН Тагринского месторождения осуществляется по технологической схеме приведенной в Приложении Б.

Продукция нефтяных скважин Тагринского месторождения по трубопроводам системы нефтесбора поступает на узел ГО. Он предназначен для приема продукции скважин Тагринского месторождения на установку.

Технологическая схема УПН:

Обводненная газонасыщенная нефть с узла ГО через задвижку №9а с давлением от 0,35 до 0,6 МПа проходит через УПОГ-3 и поступает в сепаратор I ступени С-3/1 через задвижку №124.

Устройство предварительного отбора газа УПОГ предназначено для снижения пульсаций давлений, а также для снижения вибраций входных технологических трубопроводов перед сепаратором, что достигается предварительным отводом газа из верхнего участка через задвижки № 125,126 в газосепаратор ГС-2.

Давление в С-3/1 замеряется по месту техническим манометром и регулируется приборами контура PТ 005, которые обеспечивают:

§ дистанционный контроль давления со щита оператора;
§ предупредительную сигнализацию отклонения давления от диапазона регулирования;
§ регистрацию давления во времени.

Поддержание необходимого уровня жидкости в сепараторе первой ступени С-3/1 (40-60% от диаметра аппарата) осуществляется автоматически воздействием на регулирующие клапаны №№127а, 308а, установленные на выходном трубопроводе нефти из сепаратора.

Уровень нефти в сепараторе контролируется приборами контура LТ 012, которые обеспечивают:

§ автоматическое регулирование уровня;
§ показание уровня на щите оператора;
§ сигнализацию отклонения уровня от диапазона регулирования.

Газ из сепаратора С-3/1 совместно с газом из расширителя (УПОГ) поступает в газосепаратор ГС-2, где очищается от капельной жидкости, и выводится через задвижки №№136, 138, 137, 111, 292, 306, 269, 270, 271, 272, 273 в газопровод подачи газа на Варьеганское ГПЗ.

При отказе ВГПП в приеме газа или по другим причинам (порыве газопровода) газ сбрасывается на факел высокого давления через задвижку №313 или через задвижки №№105, 106 и регулирующий клапан 104а.

Часть газа из ГС-2 через задвижки №№140, 141, 382 проходит в газосепаратор ГС-3 для дополнительной осушки и поступает в качестве топливного газа на форсунки печей П-1, П-2 (задвижки №№66, 67, 68) и котельную УПН (задвижка №144). Давление в газосепараторе контролируется местным манометром МСП-2. Для предупреждения оператора о возможности попадания жидкости в трубопровод топливного газа газосепаратор ГС-3 оснащен сигнализатором верхнего аварийного уровня ДУЖЭ.

Технологической схемой УПН предусматривается два режима подготовки нефти в зависимости от обводненности и температуры поступающей жидкости в разный период года (зимой, летом).

При первом режиме работы с наступлением низкой температуры (зимой) жидкость из С-3/1 поступает через задвижки №№122, 149, 179, 156, 155, 376 на печи П-1, П-2, далее через задвижки №№ 378, 174, 161, 153, 154 в отстойник ОГ-2.

При втором режиме работы, когда нефтяная эмульсия поступает на УПН с температурой, достаточной для осуществления предварительного отстоя (летом), нефть из С-3/1 в отстойник ОГ-2 поступает через задвижки № 128, 130.

Жидкость поступает вниз отстойника ОГ-2 по двум коллекторам. Конструкция коллекторов позволяет равномерно распределять поток жидкости по всей длине отстойной зоны, где происходит фазное разделение нефть-вода. Отделившаяся вода из ОГ-2 сбрасывается через задвижки №№ 107, 116, 117, 32, 209, 93 в резервуары очистных сооружений РВС-5 и РВС-6.

Уровень раздела фаз «нефть-вода» в отстойнике ОГ-2 контролируется комплектом приборов контура LT 013, которые обеспечивают:

автоматическое регулирование клапаном-регулятором №116а, установленном на трубопроводе сброса воды на очистные сооружения;
предупредительную сигнализацию при отклонении уровня от диапазона регулирования;
показание на вторичном приборе, установленном на щите оператора.

Газ из отстойника сбрасывается в аварийную емкость ЕП-1.

Давление в отстойнике контролируется местным манометром PT 5.

Освобожденная от воды нефть в обоих режимах работы из отстойника ОГ-2 поступает через задвижки №№120, 118, 119, 134 в сепаратор II ступени сепарации С-3/2. Сепаратор С-3/2 выполняет функции концевого сепаратора для окончательного разгазирования нефти при сбросе нефти в резервуары и функции буферной емкости для насосов внешней перекачки. Газ из С-3/2 сбрасывается через задвижки №№104, 105, 283 на факел низкого давления. Давление в сепараторе контролируется приборами контура PT 56, которые обеспечивают показание и регистрацию давление на щите оператора. При работе сепаратора в качестве концевого уровень в сепараторе контролируется комплектом приборов контура LT 010, которые реализуют следующие функции:

автоматическое регулирование уровня клапанами-регуляторами №368а, 370а установленными на выходе нефти из сепаратора;
предупредительную сигнализацию при отклонении уровня от диапазона регулирования;
показание на вторичном приборе установленном на щите оператора.

Нефть из сепаратора С-3/2 поступает через задвижки №№366, 368, 367, 36, 370, 371, 201, 190, 197 в резервуары товарной нефти РВС-3, РВС-4 либо через задвижки №№365, 340 в приемный коллектор насосной внешней перекачки нефти.

4 Лабораторный контроль за качеством исходного сырья и получаемых продуктов процесса.

Контроль качества продуктов используемых и получаемых в технологическом процессе на установке УПН Тагринского месторождения осуществляет химико-аналитическая лаборатория ЦНИПР Варьёганского НГДП.

Таблица 2 Лабораторный контроль за качеством исходного сырья и получаемых продуктов процесса

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора проб	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика, ГОСТ)	Частота контроля
Подготовленная нефть	Автоматический пробоотборник в блоке контроля качества оперативного узла учета нефти	Плотность, кгс/см³	ГОСТ 3900-85 МИ 2153-91	4 раза в сутки
		Содержание воды, % вес.	ГОСТ 2477-82
		Содержание хлористых солей, мг/л	ГОСТ 21534-76
		Содержание мех-примесей, %	ГОСТ 6370-83	По необход.
		Определение упругости паров,	ГОСТ 1756-82
		Кинематическая вязкость при Т=20⁰С, сст	ГОСТ 33-2000
Подготовленная нефть	Пробоотборник в блоке контроля качества на УУН	Содержание воды, % вес.	ГОСТ 2477-82	через 2 часа
Подтоварная вода после очистки	Трубопровод на выкиде насосов перекачки подтоварной воды	Содержание нефтепродуктов, мг/л	ГОСТ 39-133-81	4 раза в сутки
Пластовая вода на выходе с отстойников	Трубопровод выхода пластовой воды из ОГ-1, ОГ-2	Содержание нефтепродуктов	Визуально	1раз в смену

5 Технологический режим процесса и его регулирования

Ежесуточная работа установки УПН Тагринского месторождения осуществляется с соблюдением норм технологического режима, установленных для ведения процесса подготовки нефти на установке и утвержденных главным инженером ОАО «Варьёганнефть».

Таблица 3 Нормы технологического режима

№ п	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Ед. изм.	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности приборов
1	Нефтегазосепараторы I ступени	С-1/1, С-2/1, С-3/1
1.1	Давление в аппарате	PT 51, PT 52, PT 1	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
1.2	Давление газа на выходе из аппарата	PT 007	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
1.3	Уровень жидкости	LT 071, LT 072, LT 012	м	0,5 ÷ 2,0
2	Газосепаратор	ГС-1
2.1	Давление в аппарате	PT 53	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
2.2	Уровень конденсата, max		м	0,5 ÷ 1,8
3	Газосепаратор	ГС-2
3.1	Давление в аппарате	PT 2	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
3.2	Давление газа на гребенке	PT 005	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
3.3	Уровень конденсата, max	LA 040	м	0,5 ÷ 1,8
4	Газосепаратор	ГС-3
4.1	Давление в аппарате	PI 3	кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,5
4.2	Уровень конденсата, max	LA 042	м	до 0,4
5	Отстойники горизонтальные	ОГ-1, ОГ-2
5.1	Давление в аппарате	PT 4, PT 5	кгс/см²	2,0 ÷ 6,0	1,5
5.2	Уровень раздела фаз «нефть-вода»	LT 008, LT 013	м	0,6 ÷ 1,2
6	Сепараторы II ступени	С-1/2, С-2/2,С-3/2
6.1	Давление в аппарате	PI 54, PI 55,PI 56	кгс/см²	0,5 ÷ 1,05	1,5
6.2	Уровень жидкости	LT 073,LT 074, LT 010	м	0,5 ÷ 2,0
7	Печь блочная трубчатая	П-1, П-2
7.1	Температура нефти на входе	TT 26	^оС	0 ÷ 15
7.2	Температура нефти на выходе	TT 27	^оС	до 50
7.3	Температура дымовых газов	TT 29(1), TT 29(2), TT 29(3), TT (4)	^оС	680
7.4	Давление нефти на входе	PT 34	кгс/см²	3,0 ÷ 6,0	1,5
7.5	Давление нефти на выходе	PT 31	кгс/см²	3,0 ÷ 5,0	1,5
7.6	Давление топливного газа до фильтра	PI 32(1)	кгс/см²	6,0	1,5
7.7	Давление топливного газа после фильтра	PI 32(2)	кгс/см²	5,0	1,5
7.8	Давление топливного газа на горелки 1, 2, 3, 4	PT 33(1), PT 33(2), PT 33(3), PT 33(4)	кгс/см²	не более 0,5	1,5
7.9	Давление топливного газа после регулятора давления	PT 33(5)	кгс/см²	не более 0,5	1,5
7.10	Давление воздуха в воздуховоде	PT 37	кгс/см²	1,05 ÷ 1,1	1,5
8	Резервуары нефти аварийные	РВС-1, РВС-2
8.1	Уровень нефти	LT 016, LT 017	м	0,8 ÷ 10,5
9	Резервуары нефти товарные	РВС-3, РВС-4
9.1	Уровень нефти	LT 022, LT 024	м	0,8 ÷ 10,5
9.2	Уровень раздела фаз «нефть-вода»	LT 021, LT 025	м	1,0 ÷ 4,5
10	Резервуары очистных сооружений	РВС-5, РВС-6
10.1	Уровень жидкости	LT 027, LT 030	м	0,8 ÷ 10,5
10.2	Уровень раздела фаз «нефть-вода»	LT 028, LT 029	м	5,5 ÷ 6,8
11	Насосы внешней перекачки нефти	НН-1, НН-2 НН-3, НН-4
11.1	Давление на выкиде насосов НН-1, НН-2, НН-4	PISA 501, PISA 502, PISA 504	кгс/см²	5 ÷ 12	1,5
11.2	Давление на выкиде насоса НН-3	PISA 503	кгс/см²	15 ÷ 25	1,5
11.3	Температура подшипников насосов	TE 501(1),TE 501(2), TE 502(1),TE 502(2), TE 503(1), TE 503(2), TE 504(1),TE 504(2)	^оС	0 ÷ 70
11.4	Температура подшипников электродвигателей	TE 501(3), TE 501(4), TE 502(3), TE 502(4), TE 503(3), TE 503(4), TE 504(3), TE 504(4)	^оС	0 ÷ 70
12	Насосы перекачки подтоварной воды	НВ-1, НВ-2
12.1	Давление на выкиде насосов	PISA 601,PISA 602	кгс/см²	7,0 ÷ 12,0	1,5
13	Насосы перекачки подтоварной воды	НВ-3, НВ-4
13.1	Давление на выкиде насоса	PISA 603, PISA 604	кгс/см²	7,0 ÷ 10,0	1,5
14	Трубопровод откачки нефти на ЦПС
14.1	Давление	PT	кгс/см²	6,0 ÷ 12,0	1,5
14.2	Содержание воды		%	не более 0,5
14.3	Температура		⁰С	12 ÷ 50	1,0
15	Трубопровод подтоварной воды на КНС
15.1	Давление		кгс/см²	4,0 ÷ 9,0	1,5
15.2	Содержание углеводородов		мг/л	не более 40,0
16	Трубопровода газа на ВГПП
16.1	Давление		кгс/см²	3,0 ÷ 6,0	1,5
17	Воздушная компрессорная
17.1	Первая ступень сжатия:
	- давление		кгс/см²	1,7 ÷ 2,2	1,0
	- температура		⁰С	165
17.2	Вторая ступень сжатия:
	- давление		кгс/см²	8,0	1,0
	- температура		⁰С	165
173	Давление в трубопроводе воздуха КИПиА		кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,0
18	Воздушный ресивер	ВР
18.1	Давление		кгс/см²	2,0 ÷ 8,0	1,0

Все параметры режима работы цеха постоянно контролируются операторами и каждые 2 часа заносятся в режимный лист и вахтовый журнал УПН.

6 Пуск и остановка установки и отдельных аппаратов

Порядок пуска установки и вывода на режим:

Включить в работу компрессорную КИПиА, продуть систему воздуха по установке через продувные вентили у точек потребления.

Собрать технологическую схему в зависимости от того, по какому варианту будет готовиться нефть, вода и газ (раздел 3 настоящего регламента): С-3/1 (С-1/1, С-2/1), ОГ-1, ГС-2 (ГС-1), П-1 (П-2), ОГ-2, С-3/2 (С-1/2, С-2/2), РВС-3 (РВС-4), РВС-5 (РВС-6), НВП, УУН, НПВ, УУВ, УУГ.

Открыть задвижки на узле ГО, при появлении давления в сепараторах I ступени сепарации открыть задвижки на линии выхода газа и направить его на факел высокого давления. При появлении газа на свече факела произвести розжиг факела согласно инструкции. После появления уровня в сепараторах включить клапан-регулятор уровня.

Жидкость из сепараторов I ступени направить в отстойник ОГ-1. После заполнения отстойника ОГ-1 нефтяная эмульсия проходит на печи П-1 и П-2. Печь трубчатая обладает малой тепловой инерционностью. Пуск в работу печи разрешается только при наличии циркуляции подогреваемой среды в змеевиках. Расход нефти через змеевики печей должен быть: П-1 – не менее 250 т/час, П-2 – не менее 125 т/час. Розжиг камер сгорания печи и пуск ее в работу должен производиться в соответствии с Инструкциями по безопасной эксплуатации и обслуживанию ПТБ.

После печей нефть поступает в отстойник ОГ-2. Убедившись визуально через дренаж в удовлетворительном качестве пластовой воды (отсутствии нефтяной эмульсии), вывести пластовую воду на очистные сооружения в РВС-5 (РВС-6). Отрегулировать нормальный уровень раздела фаз и перевести на автоматическое регулирование.

После стабилизации работы системы подать деэмульгатор в линию подачи нефти в печи П-1, П-2.

Из отстойника нефть выводится на сепаратор II ступени С-3/2 (С-1/2, С-2/2). Далее необходимо открыть задвижку на выходе газа из сепаратора II ступени на факел низкого давления, и после появления газа из ствола разжечь факел.

Нефть из сепараторов II ступени принять в товарный резервуар РВС-3 (РВС-4). Произвести подачу нефти в РВС-3, 4 последовательно, при условии поступления жидкости так, чтобы справлялись дыхательные клапаны резервуаров. С появлением уровня в резервуаре более 7,0 м заполнить нефтью приемный коллектор нефтяных насосов.

Поставить в известность диспетчера ЦИТС о пуске насоса по откачке нефти. Запустить насосы внешней перекачки нефти.

В случае плохих результатов анализов нефти некондиционную нефть вывести в аварийный резервуар РВС-1 (РВС-2).

При наборе в товарном резервуаре водяной подушки выше 3,0 м открыть переток подтоварной воды в резервуары очистных сооружений.

С появлением уровня 6,8 м в резервуаре РВС-5 (РВС-6) принять воду на насосы перекачки подтоварной воды, предупредив диспетчера ЦИТС о пуске насосов и подаче воды на КНС.

Уловленную нефть из резервуаров очистных сооружений перепустить в подземную емкость Е-5 и откачать насосом в коллектор приема товарных резервуаров.

В случае если при заполнении системы нефтью, появляются течи во фланцевых, резьбовых соединениях или сварных стыках, то данный участок необходимо отключить, устранить пропуск и после этого продолжить заполнением системы нефтью.

После пуска установки в работу постепенно каждый аппарат выводится на заданный технологический режим. Процесс вывода установки на заданный технологический режим должен осуществляться согласно утвержденной технологической карты.

Остановка установки:

Остановка установки осуществляется в следующей последовательности:

Произвести нормальную остановку печей, для чего:

снизить производительность печей до минимальной нагрузки;
прекратить подачу топливного газа;
перекрыть входные и выходные задвижки;
нефтяную эмульсию из змеевика печи сдренировать в аварийную емкость.

Закрыть задвижку на линии приема нефти в сепаратор I ступени сепарации С-1/1, С-2/1, С-3/1.
Отключить подачу деэмульгатора на установку.
Усилить контроль за состоянием водяных «подушек» в РВС-3, РВС-4.
Прекратить откачку нефти и подтоварной воды.
Прекратить сброс газа на факел.
Сброс остаточного давления газа из системы производится после опорожнения аппаратов и трубопроводов от жидкости. Давление из аппаратов установки стравливается на факел. Остаточное давление стравить в атмосферу через воздушники.
Закрыть задвижки «газ на факел».

7 Средства контроля и регулирования

Обратиться к приложению А.

8 Средства контроля и регулирования

Соблюдение требуемого режима выполнения работ при пуске и остановке установк:

Установка УПН является взрывопожароопасным производством. При пуске и остановке установки в случае несоблюдения требований и последовательности действий возможно возникновение следующих опасностей:

- образование взрывоопасных смесей паров углеводородов с воздухом при нарушении установленных режимов оборудования;

- возникновение пожара и взрыва в случае разгерметизации трубопроводов и аппаратов;

- наличие избыточных давлений до 21 атм и открытого огня в нагревательных печах;

- поражение электротоком в случае выхода из строя, заземления токоведущих частей или пробоя электроизоляции.

Во избежание возникновения опасностей при пуске и остановке установки необходимо также соблюдать требования к режиму выполнения работ по пуску и остановке отдельных её аппаратов и оборудования.

Для безопасного пуска центробежного насоса необходимо:

- проверить заземление насоса и электродвигателя;

- проверить крепежные детали и ослабление;

- проверить состояние сальниковой набивки, фланцевых соединений и торцевых уплотнений;

- наполнить картер подшипников маслом, контролируя его уровень по маслоуказателю;

- проверить состояние муфтового соединения с двигателем, провернуть вал насоса вручную (2-3 оборота), вращение должно быть без заеданий;

- открыть задвижку на всасывающем трубопроводе и заполнить насос перекачиваемым продуктом, открывание приемной задвижки для насосов, перекачивающих горячий продукт, должно быть плавным для равномерного прогрева;

- открыть вентиль к манометру;

- проверить фланцевые и резьбовые соединения на наличие утечек продукта;

- проверить оборудование КИП и уставки:

- включить электродвигатель и следить за показанием манометра: при достижении давления заданной величины медленно открыть задвижку на напорном трубопроводе.

Запрещается работа насоса при закрытой выходной задвижке более двух минут.

Для безопасного включения емкостей необходимо:

- заполнить емкость при закрытых дренажах и открытых воздушниках.

При заполнении емкостей необходимо следить за уровнем, не допуская переполнений, следить за тем, чтобы налив нефтепродукта не производился свободно падающей струей.

Для безопасного розжига печи необходимо:

- открыть шибера в воздуховодах;

- закрыть все люки и лазы печи;

- проверить, отглушены ли трубопроводы подачи газа ко всем временно неработающим форсункам;

- продуть камеру сгорания воздухом, продувку следует вести не менее 15 минут;

- зажигать форсунки печи только с применением запальника;

- разжигание форсунок и регулирование режима горения производить в защитных очках, стоя сбоку от форсунки; при этом одежда должна быть плотно застегнута и обязателен головной убор – индивидуальная каска;

- при зажигании форсунки сначала поднести зажженный запальник, затем открыть вентиль на газопроводе.

9 Охрана труда

Комплекс технических, технологических и организационных мероприятий, обеспечивающих минимальный уровень опасности производства и оптимальные санитарно-гигиенические условия работающих:

Потенциальная возможность возникновения пожара и взрыва, отравления вредными и токсичными веществами, получения травм и ожогов, поражения электрическим током и других производственных опасностей вызывает необходимость разработки различных профилактических мер и комплекса мероприятий, обеспечивающих их исключение.

Для предотвращения горючей среды в УПН предусмотрено:

применение герметичного технологического оборудования;
автоматизация технологического процесса;
постоянный контроль состава воздушной среды ;
применение в помещениях естественной и аварийной вентиляции.

Эксплуатация оборудования и трубопроводов с утечками газа, паров и жидких продуктов не разрешается. Все утечки должны быть устранены. Если, кроме неисправного аппарата, имеется исправный, то процесс переключают на него и устраняют утечки на отключенном аппарате. Устранять утечки на действующих трубопроводах и оборудовании запрещается.

Во всех взрывоопасных помещениях и на территории установок вывешиваются предупредительные надписи и знаки. Временно загазованные зоны ограждаются и на ограждениях вывешиваются таблички с предупредительными надписями и знаками.

Непрерывный характер технологического процесса, осуществляемого круглосуточно, независимо от различных климатических и сезонных изменений состояния окружающей среды требует круглосуточного присутствия обслуживающего персонала на установке.

Не Пропустите: