Ректификационная установка для разделения смеси этанол—вода (колонна)

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Казанский национальный исследовательский технологический университет» (ФГБОУ ВО «КНИТУ»)

Кафедра Машин и аппаратов химических производств

Дисциплина Машины и аппараты химических производств

Тема курсового проекта Ректификационная установка для разделения смеси этанол--вода (колонна)

Курсовой проект

Руководитель проекта А.С. Поникаров

Студент Р.Э. Каюмова

Нормоконтролер А.С. Поникаров

Казань 2020



Содержание

Введение

1. Описание основного оборудования

2. Технологический расчет

2.1 Исходные данные

2.2 Материальный баланс

2.3 Определение размеров аппарата

2.4 Гидравлический расчет

3. Механический расчет

3.1 Выбор конструкционных материалов

3.2 Определение толщина стенки корпуса

3.3 Определение толщины стенки эллиптических днищ

3.4 Выбор штуцеров

3.5 Расчет укрепления отверстий в аппарате

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Основные опасные факторы производства

4.2 Мероприятия, обеспечивающие снижение уровня опасности производства

4.3 Взрывопожароопасные и токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

Список литературы



Введение

После прорыва воды в составе скважинной продукции появляется третья несмешивающаяся фаза - вода. Поддержание пластового давления при разработке месторождения с помощью заводнения неизбежно приводит к повышению концентрации воды в скважинной продукции. При достижении определённого критического уровня обводнённости дальнейшая эксплуатация месторождения становится нерентабельной. Поэтому правильная конфигурация системы транспортировки, очистки и закачки воды позволяет увеличить время разработки месторождения, а соответственно и более полно извлечь нефть. Увеличение расстояния между скважинами и системой подготовки нефти неизбежно приводит к необходимости строительства установок по предварительному разделению фаз на пути от куста скважин к установке подготовки нефти.

Установка предварительного сброса воды располагается в интервале от куста скважин до ЦПС и позволяет увеличить пропускную способность уже существующей системы нефтесбора. Таким образом, задача разделения трёх фаз неизбежно возникает в процессе разработки месторождения. Данную операцию можно осуществить последовательно в двух сепараторах (нефть/газ и нефть/вода) или же использовать один трёхфазный сепаратор.



1. Описание основного оборудования

Трёхфазные сепараторы, позволяют разделить три несмешивающихся фазы (газ/нефть/вода) на составляющие компоненты. Модель процесса, происходящего в данном оборудовании представлена на рис. 1.1.

Рисунок 1.1 - Модель сепарации в системе нефть/газ/вода

Самое большое различие между процессами двух и трёхфазной сепарации аключается в образовании дисперсной зоны между слоями нефти и воды. Данная зона состоит из очень маленьких капелек одной фазы, диспергированной в другой фазе; она не является чисто нефтяной или же водной, а занимает промежуточной положение между ними (Цилиндр 1). Дисперсная зона является нестабильной и в течение определённого времени за счёт процессов коалесценции происходит постепенный переход диспергированных капелек жидкости в непрерывную фазу (Цилиндр 2). За счёт этого происходит частичное «размывание» дисперсной зоны, что, в конечном счете, приводит к полному разделению фаз в системе нефть-вода (Цилиндр 3). Таким образом, дисперсная зона играет роль «переправы» между двумя несмешивающимися жидкостями: осаждающиеся капли воды переходят в водную фазу, а капли нефти поднимаются через слой воды в нефтяную фазу. Пузырьки газа, находящиеся как в нефтяной, так и в водной фазах, поднимаются вверх.

Таким образом, пузырёк газа, поднимаясь из жидкой фазы с большей плотностью, должен последовательно преодолеть зону воды, дисперсную зону и слой нефти.

Таким образом, в процессе трёхфазной сепарации одновременно должны

осуществляться четыре процесса:

* Пузырьки газа поднимаются в слое воды и нефти

* Капли воды осаждаются в слое нефти

* Капли нефти поднимаются в слое воды

* В дисперсной зоне происходит коалесценция капель дисперсной фазы с соответствующей непрерывной зоной.

И только через достаточно долгий период времени (цилиндр 3) происходит практически полное разделение фаз и система приходит в состояние термодинамического равновесия. Следует подчеркнуть, что присутствие дисперсной зоны приводит к значительному увеличению сложности расчёта размера оборудования. Во многих случаях использование времён удерживания нефти и газа в сепараторе позволяет значительно упростить данные расчёты, хотя принципиально возможно описание системы с помощью вычисления скоростей осаждения/всплытия капелек дисперсной фазы в непрерывной фазе.

Рисунок 1.2 - Принцип работы трехфазного сепаратора

На рисунке 1.2 представлено принципиальное устройство и технологические особенности работы трёхфазного сепаратора, в частности, показано, что на входе в сепаратор происходит постепенное разделение смеси на газовую и дисперсную зону, которая затем постепенно размывается.

На данном рисунке показано, что скважинная продукция поступает в емкость сепаратора и ударяется о входную перегородку, что приводит к резкому снижению импульса потока. Первичное разделение жидкости и газа происходит именно на данной перегородке; также как и в случае двухфазной сепарации, после прохождения многофазной смеси через входную перегородку, капли жидкости будут уноситься потоком газа в составе жидкой фазы, а пузырьки газа - всплывать из жидкости. В большинстве случаев в конструкции входной перегородки предусмотрена установка переточной трубы, которая подаёт двухфазную смесь нефть-вода ниже уровня раздела фаз газ-нефть.

Внутрикорпусные устройства активно используются для повышения эффективности работы сепараторов.

Коалесцирующие устройства - это специальные устройства, которые помещают в сепаратор для увеличения диаметра частиц дисперсной фазы, в результате чего увеличивается скорость их осаждения. Таким образом, с помощью данных устройств можно уменьшить размеры сепаратора. Коалесцирующее устройство может представлять собой набивочный материал пластинчатого типа с поперечным потоком или набивку матричного типа.

Переливные перегородки. Как уже было упомянуто ранее, отличительной особенностью процесса трёхфазной сепарации является образование дисперсной зоны между слоями нефти и воды. Конструкция выходной перегородки имеет принципиальное значение для точного разделения фаз, при этом жидкость из дисперсной зоны не должна попасть в выходные патрубки сепаратора. Поэтому для контроля межфазного уровня необходимо измерить разницу плотностей нефти и воды. Наличие эмульсий может препятствовать такому измерению. Уровни нефти или воды можно измерить плавающими датчиками уровня, которые сочетают простоту конструкционного решения и надежность в процессе эксплуатации.

Рассмотрим основные типы переливных перегородок, которые используются в конструкции трёхфазного сепаратора.

Простая переливная перегородка. Переливная перегородка является простой по конструкции и относительно недорогой. Она позволяет легко различать водную и нефтяную фазы в течение относительно короткого периода времени. Однако при этом необходимо обеспечить точный контроль межфазного уровня, а наличие отсека сбора нефти сокращает объем части сепаратора, предназначенной для сепарации.

Емкость и переливная перегородка. В данной конструкции нефть и межфазные уровни фиксируются соответственно перегородками для нефти и воды. В связи с этим используются только плавающие датчики уровня. В данном примере отсек сбора воды сокращает объем части сепаратора, предназначенный для сепарации.

Емкость и вертикальная труба: альтернативная конструкция предусматривает откачку нефти и воды с помощью насосов по вертикальным трубам вверх аппарата. Регуляторы уровня нефти и воды используются для контроля за включением/отключением насоса. [1]



2. Технологический расчет

2.1 Исходные данные

Газовый фактор Г = 80 м3/м3

Расход нефти QН = 3000 м3/сут

Обводненность нефти x = 21,1 % (масс.)

Таблица 2.1 Компонентный состав газа.

Компонент	Масс.%	М, г/моль
С4Н10	25	58
i-С4Н10	5	58
С2Н16	30	30
С3Н18	25	44
СН4	15	16

2.2 Материальный баланс

Расчет проведем по методике, описанной в [2].

Сепарация по своей физической сущности является сочетанием физических и массообменных процессов, протекающих между газовой и жидкой фазами, содержащими большое количество компонентов, т.е. является сложным многокомпонентным процессом.

Qсырья = Qнефти + Qводы + Qгаза;

По условию задан газовый фактор равный 80 м3/м3 , примем расход газа равным величине газового фактора, таким образом, расход газа равен 80 м3/сутки. Рассчитаем Qводы из отношения



,

где w - начальная обводненность нефти, % масс.

,

Решаем данное уравнение, зная из условия, что начальная обводненность равна 21,1 % масс., а расход нефти равен 3000 м3/сутки.

Получаем, что

Qв = 283, 593 м3/сутки

Таким образом,

Qсырья =80+283,593+3000 =3363,593 м3/сутки

2.3 Определение размеров аппарата

Основной целью технологического расчета является определение диаметра и высоты сепаратора. Тип сепаратора, был задан первоначально, таким образом, необходимо определите размеры трёхфазного сепаратора для разделения смеси нефти, газа и воды.

Для проведения расчётов необходимо перевести все величины в стандартную систему измерений (СИ).

,

,

Для того чтобы рассчитать расход газа в условиях сепарации, необходимо учесть сжимаемость газа. С помощью уравнения состояния идеального газа рассчитаем плотности газа при стандартных условиях и в условиях сепарации.

,

,

где - плотность, кг/м3;

P - давление в сепараторе, Па;

M - молекулярная масса, г/моль;

R - универсальная газовая постоянная, Дж/моль·К;

T - температура в сепараторе, K;

z - коэффициент (фактор) сжимаемости газа.

Для того чтобы рассчитать плотность газа необходимо знать его молекулярную массу и коэффициент сжимаемости газа, для этого необходим состав газа.

Рассчитываем молекулярную массу смеси газов по формуле (11)

,

,

Рассчитаем плотность газа при стандартных условиях:

,

Для того чтобы вычислить плотность газа в условиях сепарации рассчитываем z для каждого компонента смеси газа.

Фактор сжимаемости является функцией приведенных параметров:



,

где- приведенные температура и давление, соответственно.

Для соединений, нормальная температура которых не превышает 235К, используют выражение для расчета приведенной температуры:

,

Приведенной давление (Па) рассчитывается по уравнению Льюиса:

,

где Мr - средняя молекулярная масса;

К - константа, которая равна 6,3 - 6,4.

Рассчитываем плотность каждого газа. Для расчета плотности смеси газов используем принцип аддитивности:

где см - плотность смеси газов, кг/м3;

i - плотность i-го компонента, кг/м3;

yi - объемная доля i-го компонента в смеси.

Таким образом, плотность газа в условиях сепарации составит:

,

Для того чтобы вычислить расход газа в условиях сепарации необходимо расход газа при стандартных условиях умножить на плотность газа при стандартных условиях и поделить на плотность газа в условиях сепарации.

,

,

Производительность сепаратора по газу, как и в случае двухфазного сепаратора, определяется максимальной скоростью газа, при которой капли нефти успеют осесть в газовой среде.

Данную скорость можно вычислить на основании уравнения Саудер-Брауна.

,

Обычно значение коэффициента уравнения Саудер-Брауна при горизонтальной ориентации сепаратора и наличии лопастного каплеотбойника принимают равным 0,12 м/с.

,

Таким образом, зная скорость и расход газа, мы можем посчитать минимальную площадь сечения, необходимую для газовой фазы.

,

,

Вычислим скорость осаждения капли воды в слое нефти. Зададим дополнительное условие на размер капель воды в слое нефти, которые должны быть больше, чем 500 нм (обводнённость нефти после сепарации должна быть не более 10 %).

,

где dp - диаметр капли воды, м;

сd - плотность дисперсной фазы, кг/м3;

сс - плотность непрерывной фазы, кг/м3 ;

мс - вязкость нефти, Па*с;

л - поправочный коэффициент;

,

Тогда скорость осаждения капли воды в слое нефти равна:

,

,

Данное уравнение обычно используется для расчёта максимальной осевой скорости потока, при этом обычно принимается, что данная скорость равна скорости осаждения/всплытия капли, умноженной на пятнадцать:

,

,

Для того, чтобы предотвратить образование турбулентных завихрений между нефтяной и водной фазами, аксиальные скорости движения этих двух фаз должна быть постоянны. Рассчитаем минимальную площадь сечения сепаратора, необходимую для разделения водной и нефтяной фаз.

,

,

,

,

Площадь сечения сепаратора для отделения газа обычно принимается равной 1/3 от общей площади сечения сепаратора:

,

Таким образом, суммарная площадь сепаратора равна:

,

,

Минимальный диаметр сепаратора равен:

,

,

Отношение длины сепаратора к диаметру называется коэффициентом стройности сепаратора. Для стандартных сепараторов данное соотношение обычно остаётся примерно постоянным и равно s=4,5.

Таким образом, минимальная длина сепаратора равна:

(2.25)

,

Объем сепаратора равен:

,

,

Рассчитаем уровни раздела фаз, расположение уровней раздела фаз показана на рисунке 1.

Рисунок 2.1 - Уровни раздела фаз

Нахождение высоты сечения при известной площади сегмента может быть решена в аналитической форме, однако более удобно пользоваться специальной диаграммой, которая позволяет легко переходить от площади, занятой фазой, к высоте сечения.

Отношение A/D2 =0,78 по графику находим H/D, равное 0,17. Из отношения H/D находим Н. Таким образом, уровень раздела фаз вода/нефть равен 0,5 м. Слой газа занимает ј от общей площади сечения в её верхней части, а следовательно, уровень раздела фаз, равен



,

,

Высоту слоя нефти можно рассчитать как разницу между диаметром сепаратора и толщинами слоёв нефти и воды:

,

,

2.4 Гидравлический расчет

Расчет гидравлического сопротивления необходим для определения затрат энергии на перемещение технологической среды и подбора насоса для перемещения. сепарация молекулярный газ нефть

Гидравлическое сопротивление обусловлено сопротивлением трения и местными сопротивлениями, возникающими при изменении скорости потока по величине и направлению.

Расчет проведем по методике, описанной в [4].

Для определения потерь на трение и местные сопротивления рассчитывают критерий Рейнольдса:

,

где w -- скорость входного потока в аппарат, м/с;

D -- диаметр аппарата, м;

с -- плотность газа, кг/м3;

м -- вязкость газа динамическая, Па·с.

Скорость входного потока в аппарат примем равной 1,5 м/с.



,

т.е. режим движения среды турбулентный.

Абсолютную шероховатость стенок аппарата принимаем равной . Тогда относительная шероховатость стенок аппарата равна:

,

,

Коэффициент трения определяется по формуле:

,

,

Гидравлическое сопротивление аппарата рассчитаем по формуле:

,

где L, D -- длина и диаметр аппарата, м;

w -- скорость газовой фазы, м/с;

с -- плотность жидкой фазы, кг/м3.

,



3. Механический расчет

Исходные данные для расчета:

Диаметр обечайки - 2400 мм;

Рабочее давление - 0,4 МПа;

Рабочая температура t = 70 ?C.

Расчет проведем по методике, описанной в [5].

3.1 Выбор конструкционных материалов

Так как среда в аппарате является некоррозионной, взрывоопасной и токсичной принимаем в качестве материала аппарата 09Г2С [6, стр.328].

3.2 Определение толщина стенки корпуса

Расчетное давление находят по формуле [5, стр. 396]:

,

где - давление в аппарате.

,

Расчетная температура [5, стр. 396]

,

,



Расчетная толщина стенки определяется по формуле :

,

где ц =1 - коэффициент прочности сварного шва ;

[у] = 178,4 МПа- допускаемое напряжение для материала корпуса

.

,

Исполнительная толщина стенки определяется по формуле :

,

Общее значение прибавки :

,

где С1 = 2 - прибавка на коррозию и эрозию;

С2 = 0 - прибавка на минусовое значение предельного отклонения по толщине листа;

С3 =0 - технологическая прибавка.

,



принимаем = 14 мм

Формулы расчета применимы при условии:

,

,

3.3 Определение толщины стенки эллиптических днищ

Расчетная толщина стенки определяется по формуле :

,

где = 1 - коэффициент прочности сварного шва днища;

R - радиус кривизны в вершине днища, для эллиптических днищ с

Hд = 0,25D R=D. ,

принимаем s = 14 мм

Принимаем эллиптические отбортованные днища по ГОСТ 6533-78 [7].

3.4 Выбор штуцеров

Так как среда в аппарате является токсичной принимаем стандартные стальные фланцевые штуцера с приварным встык фланцем с соединительной поверхностью шип-паз и тонкостенным патрубком по ОСТ 26-1404-76 при Ру = 0,6 МПа.

3.5 Расчет укрепления отверстий в аппарате

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего

дополнительного укрепления :

,

Ширина зоны укрепления в стенке обечайки, перехода или днища определяется по формуле :

,

,

,

Отверстия в аппарате не требуют укрепления.



4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Основные опасные факторы производства

Основные опасности производства, обусловленные характерными свойствами сырья, готовой продукции, отходов производства:

сырьё - сырая нефть, попутный нефтяной газ являются взрывопожароопасными веществами;

сероводородсодержащие пары сернистой нефти и нефтяной газ - токсичны, вдыхание которых может привести к отравлению и летальному исходу;

пары нефти и нефтяной газ тяжелее воздуха, могут скапливаться в низких местах и углублениях (канавы, колодцы, траншеи), с образованием взрывоопасной смеси с воздухом;

обращение сернистой нефти в аппаратах, трубопроводах и арматуре вызывает усиленную коррозию металла аппаратов, с возможностью образования свищей;

Технологический процесс подготовки нефти относится к опасным производственным объектам, так как используются, обращаются, перерабатываются следующие опасные вещества, которые способны при воздействии на живые организмы приводить к их гибели:

- горючие газы (попутный сероводородсодержащий нефтяной газ);

- токсичные вещества 2 класса опасности (сероводород);

- токсичные вещества 3 класса опасности (Реагенты, ингибиторы коррозии, метанол).

Углеводороды, входящие в состав горючих газов образуют с воздухом взрывоопасные смеси и отличаются низким нижним пределом взрываемости, что свидетельствует о возможности быстрого образования взрывоопасных концентраций, в случае наличия неисправностей оборудования фонда скважин и трубопроводах.

На объектах добычи нефти достаточно сероводородсодержащего газа, растворенного в добываемой жидкости (коррозионно-активной рабочей среды), что может привести к аварийной ситуации.

Обращающиеся на объекте исходные, промежуточные, вспомогательные и целевые продукты являются достаточно стабильными химическими веществами.

Основные опасности производства, обусловленные особенностями технологического процесса, используемого оборудования, условиями его эксплуатации и выполнения отдельных производственных операций:

Отказы или неполадки в работе оборудования являются возможными причинами возникновения и развития аварийных ситуаций на объекте.

Физический износ, повреждение технологического оборудования, трубопроводов, а также их деформация могут привести как к частичному, так и к полному разрушению оборудования, трубопроводов, и как следствие к возникновению аварийных ситуаций.

Коррозия, эрозия оборудования и трубопроводов на установке подготовке нефти может послужить причиной локальной (частичной) разгерметизации. При своевременном обнаружении и устранении их не приводит к серьезным авариям.

К специфическим моментам следует отнести наличие в транспортируемых по трубопроводам продуктах значительного количества влаги и возможность образования гидратных и ледяных пробок, что не исключает возможности аварий, связанных с разрывом трубопроводов. Сами трубопроводы имеют, как правило, значительное количество арматуры, фланцевых соединений, прокладок, которые при вибрации от гидроударов, температурных деформаций, превышении допустимых давлений и т.п. могут разгерметизироваться и могут служить причинами развития аварийных ситуаций.

Емкостное и насосное оборудование представляют значительную опасность, так как в них находятся значительные количества горючих и взрывоопасных продуктов и под воздействием, как правило, внешних причин (механических повреждений, аварий на соседних блоках) может произойти их выброс и формирование взрывоопасного газового облака в окружающей атмосфере.

Прекращение подачи электроэнергии, воздуха КИПиА, воды приводит к нарушению нормального технологического режима с остановкой объекта, а в ряде случаев может привести к выходу технологических параметров за критические значения и созданию аварийных ситуации.

Особо следует отметить возможность образования в процессе работы пирофорных соединений в виде отложений на стенках оборудования, которые могут представлять опасность в период подготовки последнего к осмотрам и ремонту; для предотвращения загорания пирофорных соединений предпринимаются меры по обязательному тщательному увлажнению их водяным паром.

Разгерметизация емкостей, нефтепроводов и газовых линий с последующим истечением (выбросом) нефти, паров нефти из системы, вследствие превышения давления, механического повреждения

утечки нефти из технологического оборудования, вследствие пропуска уплотнений запорной арматуры и насосов, разрушения уплотнений фланцевых соединений, коррозионного или механического износа;

разгерметизация или разрушение емкостей в результате превышения давления, замерзания в зимний период предохранительных клапанов ППК, образования гидратных отложений в газопроводах и ледяных пробок на дренажных линиях;

разрушение или разгерметизация центробежных насосов, вследствие перегрева подшипниковых узлов;

электроопасность, обусловленная использованием в приводах насосов электродвигателей напряжением питания 380В и выше, а также наличием сетей электрического освещения напряжением 220 В;

вероятность удушья или отравления при превышении норм загазованности в ходе ремонтных работ внутри емкостей, в низких местах, углублениях (приямки, колодцы и др.);

опасность травмирования обслуживающего персонала вращающимися частями насосов, а также фрагментами оборудования при их возможном аварийном разрушении;

Основные опасности производства, обусловленные нарушениями правил безопасности работающими:

В случае ошибочных действий обслуживающего персонала, существует реальная возможность разгерметизации системы и выброса опасных веществ, взрывов и пожаров.

Особую опасность, как правило, представляют неправильные действия персонала при пуске и остановке объекта, при ремонтных работах, т.е. неподготовленность установки, отдельного вида оборудования к проведению на нем работ по отключению или пуску, ремонтных работ.

Основными причинами нарушений правил и методов безопасного проведения работ являются:

некачественное проведение инструктажей и плохая квалификационная подготовка обслуживающего персонала;

отсутствие должного контроля со стороны инженерно-технического состава объекта;

отсутствие трудовой и производственной дисциплины на объекте.

Основные случаи ошибочных действий персонала и возможные последствия при этом:

Неправильный пуск и остановка, эксплуатация оборудования с отклонениями от технологической карты может привести к авариям, отказам оборудования;

Неправильный пуск и остановка, эксплуатация с нарушением технологической карты сосудов, работающих под давлением, может привести к аварии;

Несвоевременный контроль тупиковых участков согласно «перечня» может привести к замораживанию участков трубопроводов и аварийной остановке установки (в условиях зимней эксплуатации);

Несвоевременное дренирование коллекторов, аппаратов, емкостей может к замораживанию аппаратов, трубопроводов (в условиях зимней эксплуатации);

Нарушение требований при работе с ГПМ может привести к несчастным случаям со стропальщиками и ремонтным персоналом;

Несвоевременная уборка территории от мусора, замазученности и несоблюдение правил пожарной безопасности, может привести к возгораниям и пожарам, особенно при ведении огневых работ на действующей установке;

Несвоевременный контроль за состоянием технологических трубопроводов, арматуры, предохранительных клапанов может привести к аварии;

Ведение ремонтных работ (газоопасных, огневых) с нарушением требований действующих правил, ведет к созданию аварийных ситуаций.

4.2 Мероприятия, обеспечивающие снижение уровня опасности производства

к работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ ;

работники, занятые на работах с опасными и вредными условиями труда, должны проходить обязательные предварительные и периодические медицинские осмотры(обследования) для определения пригодности этих работников для выполнения поручаемой работы;

при выполнении работ, связанных с повышенной опасностью (влияние вредных веществ, неблагоприятные производственные факторы), работники должны проходить обязательное психиатрическое освидетельствование не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством Российской федерации;

эксплуатация исправного технологического оборудования, приборов КИП и средств автоматики, предохранительных устройств;

остановки технологического оборудования при наличии утечки промысловой жидкости или нефти, пропуска нефтяного газа;

пуск насосов после проверки положения запорной арматуры на их всасывающих и нагнетательных трубопроводах;

вскрытие аппаратов (сосудов) после предварительного отключения от системы заглушками и сброса давления до атмосферного;

эксплуатация насосов при исправном заземлении;

доступ к вращающимся частям насосов после полной остановки, обесточивания электрооборудования принятия мер против пуска его посторонними лицами;

производство ремонтных работ после обесточивания электрических устройств (двигатели, приборы КИП и А, щиты управления и др.), а также при наличии на пусковом устройстве электрооборудования таблички “Не включать! Работают люди”;

наличии предупредительных щитов, сигнальных лент и табличек о ремонте и запрете входа посторонних лиц в зону ремонта;

использование инструментов и приспособлений, выполненных из материалов, исключающих искрообразование;

назначение ответственных за подготовку и сдачу оборудования в ремонт из числа специалистов объекта, имеющих соответствующий опыт и квалификацию;

определение руководителем объекта объем и содержание подготовительных работ, последовательность их выполнения;

проверка руководителем объекта полноты выполнения мероприятий, предусмотренных в наряде допуске;

проведение анализа воздуха из аппарата на содержание паров, газов после окончания подготовительных мероприятий перед выполнением ремонтых работ и во время проведения ремонта;

обучение правилам пользования средствами индивидуальной защиты органов дыхания, опредлению признакам отравления вредными веществами, порядоку и пути эвакуации, умению оказывать первую доврачебную помощь пострадавшему;

4.3 Взрывопожароопасные и токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

Таблица 4.1- Взрывопожароопасные и токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

Наименование сырья, полупродукта, продукции, отхода	Агрегатное состояние	Класс опасности	Температура, оС	Концентрационный предел, %об.	Характеристика токсичности	ПДК мг/м3
			вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний	верхний
высокосернистая нефть	жидк.	III	-	Минус 12	Более 250	1,1	-	Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию. Пары высокосернистой нефти при длительном вдыхании вызывают отравление, сопровождаемое тошнотой, повышением сердцебиения, понижением кровяного давления и может привести к летальному исходу	10
Попутный нефтяной газ в смеси с сероводородом	Газ	III	Ниже минус 60	Ниже минус 40	Выше 420	2,1	15,0	На организм человека действует наркотически, возможны острые отравления сероводородом с летальным исходом	10
Метанол -растворитель деэмульгатора	Жидк	III	8	-	436	6,7	34,7	Cильный яд. Обладает политропным действием на нервную систему, печень, почки, при попадании внутрь вызывает слепоту и смерть. Смертельная доза - 30 мг/м3 . Обладает кумулятивным эффектом	5
Реагент-деэмульгатор LML 4312	Жидк	III	9	10	460	-	-	Обладает слабо выраженным кожно-раздражающим и резобтивным воздействием на слизистые оболочки. Проявляет кумулятивную активность	5
Реагент-деэмульгатор	Жидк	III	36	-	338	-	-	Оказывает действие на организм, преимущественно как нервный и сосудистый яд. Обладает раздражающим действием на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей. Обладает способностью к кумуляции, проникновению через неповрежденный кожный покров. Кожно-нарывным действием не обладает	5

Таблица 4.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

№ п/п	Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожарной и пожарной опасности зданий и помещений	Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования (ПУЭ)	Группа производственных процессов по санитарной характеристике
			Класс взрывоопасной или пожароопасной зоны	Категория и группа взрывопожароопасных смесей
1	Площадка технологического оборудования	Ан	В-1г	IIВ-Т3	III
2	Площадка подогревателя нефти	Ан	В-1г	IIВ- Т3	III
3	Нефтенасосная открытая	Ан	В-1г	IIВ- Т3	III
4	Блок дозирования реагента	А	В-1г	IIВ- Т3	III
5	Площадка подземных емкостей	АН	В-1г	IIВ- Т3	III
6	Узел приема нефти из автоцистерн	АН	В-1г	IIВ-Т3	III
7	Площадка теплообменников	АН	В-1г	IIВ-Т3	III



Список литературы

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. -- М.: Недра, 1979. -- 319с.

2. Каспарьянц К.С. и др. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. -- М.: Недра, 1977. -- 136с.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ Установки подготовки нефти с узлом предварительного сброса воды Аделяковского нефтяного месторождения

4. Основные процессы и аппараты химической технологии: пособие по проектированию / Г. С. Борисов [и др.]; под ред. Ю.И. Дытнерского. - 3-е изд., стереотип. - М.: Альянс, 2007. - 496 с.

5. Основы конструирования и расчета химико-технологического оборудования: Справочник, том 1 А.С. Тимонин; - 2-е изд., перераб. и доп. ОАО «Калужская типография стандартов», 2002. -846 с., илл.

6. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры. Лащинский А.А., ТОлчинский А.Р., Л., «Машиностроение». 1970 г., 752 стр.

7. ГОСТ 6533-78 Днища эллиптические отбортованные стальные для сосудов, аппаратов и котлов. Основные размеры (с Изменениями N 1, 2)

8. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 г. № 116-ФЗ.

9. ГН 2.2.5.1313-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

10. СНиП 23-05-095 Естественное и искусственное освещение.

11. ГОСТ 12.1.003-2014 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

12. СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

13. ГОСТ Р 12.1.019-2009 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. 25. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

14. ГОСТ 7.1-2003. Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления. Взамен ГОСТ 7.1-84, ГОСТ 7.16-79, ГОСТ 7.18-79, ГОСТ 7.34-81, ГОСТ 7.40-82; введ. 2004-07-01. - М.: Стандартинформ, 2010. - 50 с.

15. ГОСТ 2.301-68. ЕСКД. Форматы. Взамен ГОСТ 3450-60; введ. 1971-01-01. - М.: Стандартинформ, 2007. - 3 с.

16. ГОСТ 2.302-68. ЕСКД. Масштабы. Взамен ГОСТ 3451-59; введ. 1971-01-01. - М.: Стандартинформ, 2007. - 2 с.

17. ГОСТ 2.104-2006. ЕСКД. Основные надписи. Взамен ГОСТ 2.104-68; введ. 2006-09-01. - М.: Стандартинформ, 2006. - 14 с.

Размещено на Allbest.ru