Установка перегонки нефти

Мазут из куба колонны Т-101 с температурой 300-340 С насосами Р-102 А/В подается в печь Н-102/1. Расход мазута в пределах 20-25 м3/час поддерживается регулятором FIC-1408 с коррекцией по уровню LIC-1106 в кубе Т-101. Контроль расхода осуществляется по FT-1408 c выводом показаний на СУ. При понижении уровня в кубе Т-101 до 30-75 % срабатывает предупредительная сигнализация LSL-1106.

Печь Н-102/1 - однокамерная, радиантно-конвективная, с горизонтальным расположением труб змеевиков в конвективной части и спирально навитым расположением труб в радиантной части и верхним отводом дымовых газов.

Пилотная горелка - горелка типа ПГ-50М с электророзжигом от свечи зажигания и контролем пламени (Рис.1)

Запальная горелка относится к инжекционным с неполным предварительным смешением. Часть воздуха, (первичного) необходимого для сгорания газа, подсасывается за счет инжекции воздуха газом в инжектор (3, рис.1), а другая часть воздуха (вторичного) подсасывается через 12 отверстий O8мм, расположенных на боковой части защитного корпуса (12). Остальной воздух до полного выгорания горючих компонентов пилотного газа поступает из объема горелочного камня основной горелки.

Элементы конструкции запальной горелки непрерывного действия ПГ-50М с помощью двух центраторов жестко закреплены в трубе диаметром 60 мм. а установочное положение определяется узлом крепления (5), закрепленным на защитном корпусе и заднем центраторе. Защитный корпус горелки (12), устанавливается в бетонный канал горелочного камня под углом 30° к продольной оси до упора в патрубок розжига (9), закрытого пробкой (8) с резьбой ?“. На конце инжектора (3), расположенного в корпусе (12) находится многосопловой насадок (13), с противоположной стороны вкручено газовое сопло (2). В насадке инжектора имеются каналы для выхода основного потока газовоздушной смеси в зону сгорания. Для воспламенения этого основного потока применена система переброса пускового факела от местоположения свечи зажигания до выхода основного потока из насадки инжектора.

Для получения пускового факела в боковой стенке инжектора имеются два отверстия O3мм и O2мм напротив электрода свечи. Эта часть смеси по пути до электрода свечи разбавляется воздухом, который подсасывается через отверстия в защитном корпусе, происходит увеличение коэф. избытка воздуха в потоке пускового газа до такой величины, при котором горение может произойти только при наличии энергии, выделяемой свечой зажигания. При необходимости ПГ-50М можно зажечь вручную переносной газовой горелкой или переносным электрозапальником для чего в защитном корпусе имеется патрубок (9, рис.1) с пробкой (8). Для контроля пламени предусмотрена визирная труба (1), имеющая на конце резьбу ?” для подсоединения оптического датчика контроля пламени».

Газ, поступающий через газоподводящую линию, истекает из сопла в инжектор. Первичный воздух подсасывается в инжектор (3, рис.1) из атмосферы через четыре отверстия. Из инжектора газовоздушная смесь проходит в насадок (13) и через отверстия насадка истекает в огнеупорный туннель. На выходе из насадка в газовоздушную смесь поступает вторичный воздух, который подсасывается через отверстия в защитном корпусе.

При запуске газ подается на запальную горелку и в работу включается высоковольтный источник, на свече образуется искра. Выходя из отверстия в инжекторе для газовоздушной смеси (10), газовоздушная смесь воспламеняется от искры и поджигает запальную горелку.



Разрежение в печи создается за счет естественной тяги в топке печи и регулируется:

вручную заслонкой шибера, установленного в дымовой трубе;

подачей первичного воздуха при помощи жалюзи, установленных в нижней части печи.

Контроль осуществляется по местному прибору PI-125.

Давление топливного газа поддерживается: к запальной горелке - регулятором PCV-103 с давлением настройки 0,5-0,7 кг/см2, к основной горелке - регулятором PIC-1304 с коррекцией по температуре мазута на выходе из печи TIC-1215.

Системой защиты печи Н-102/1 предусмотрены блокировки:

Печь Н-102/1 останавливается при срабатывании блокировок ТSНН-1216, ТSНН-1218, FSLL-1408, ТSНН-1250, РSНН-1305, ТSНН-1240:

- прекращается подача топливного газа к основным горелкам Н-102/1, при этом закрываются клапана-отсекатели NV-1507, NV-1508 (на линии топливного газа к основным горелкам);

- открываются сбросной клапан NV-1509 (на линии сброса топливного газа в атмосферу;

- трехходовым клапаном NV-1512 сброс углеводородных газов с емкости V-103 переводится на факел и прекращается подача топливного газа к форсункам для дожига газа (закрытие соленоидного клапана NV1510).

При срабатывании PSLL-8302:

- прекращается подача топливного газа к основным горелкам Н-102/1, при этом закрываются клапана-отсекатели NV-1507, NV-1508 (на линии топливного газа к основным горелкам);

- открываются сбросной клапан NV-1509 (на линии сброса топливного газа в атмосферу);

- трехходовым клапаном NV-1512 сброс углеводородных газов с емкости V-103 переводится на факел и прекращается подача топливного газа к форсункам для дожига газа (закрытие соленоидного клапана NV1510).

Также прекращается подача топливного газа и к запальным горелкам (закрытие соленоидного клапана NV1511).

При срабатывании блокировки LSHH-1118 по высокому уровню жидкости в барометрическом сборнике V-103:

не прекращается подача топливного газа к основным горелкам Н-102/1 и к запальным горелкам;

трехходовым клапаном NV-1512 сброс углеводородных газов с V-103 переводится на факел;

прекращается подача топливного газа к форсункам для дожига газа (закрытие соленоидного клапана NV1510).

После печи Н-102/1 с температурой до 370 С парожидкостная смесь поступает в нижнюю часть вакуумной колонны Т-104.

Вакуумная колонна Т-104 - насадочная, с двумя накопительными глухими тарелками отбора циркуляционных орошений, остаточное давление 10-70 мм рт. ст. (низ колонны) по PI-1307 создается блоком вакууммирования в следующем составе:

-два паровых эжектора SP-125, SP-128;

-барометрический конденсатор Е-110;

-вакуумные насосы Р-111А/В;

- холодильник вакуумного насоса;

-барометрический сборник V-103;

- водокольцевые насосы Р-116 А/В;

Отсасываемые с верха колонны пары воды и углеводородов поступают в межтрубное пространство барометрического конденсатора Е-110, охлаждаемого водой. Для защиты трубного пучка Е-110 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV 106, трубного пучка Е-111 - предохранительный клапан PSV-107, оттарированные на 10,5 кг/см2 , сброс с предохранительных клапанов производится в атмосферу. Сконденсировавшиеся в Е-110 жидкие углеводороды и вода, по барометрической трубе сливаются в сборник V-103 под слой жидкости, а несконденсировавшиеся газы подаются в V-103 вакуум-насосом Р-111А/В. Барометрический сборник V-103 - секционный, отделившаяся вода насосами Р-116А/В подается через холодильник Е-111 на заполнение водокольцевых насосов, а остальное количество воды c жидкими углеводородами, через переливную перегородку поступают в углеводородную зону сборника V-103, откуда регулятором LIC-1116 выводится, через дренажную систему в КОС ЦКППН-1 НГДУ «Елховнефть». Углеводородные газы из V-103 подаются на сжигание в печь Н-102/1, при остановке печи и при превышении уровня в V-103 (блокировка LSHH-1118) сброс газов переводится на факел трехходовым клапаном NV-1510. Имеется возможность подачи воды на вакуум-насосы Р-111 А/В по перемычке без использования насосов Р-116 А/В и теплообменника Е-111.

Для защиты колонны Т-104 от превышения давления установлен предохранительный клапан PSV-105,оттарированный на 3,5кг/см2, сброс производится в факельный коллектор.

Для защиты от коррозии оборудования и трубопроводов насосом Р-122В в линию орошения колонны Т-104 подается нейтрализатор, расход которого составляет 7 гр/тн и регулируется в зависимости от рН-среды в емкости V-103, а в шлемовую линию Т-104 насосом Р-123В подается ингибитор коррозии в количестве 5 гр/тн.

С верхней накопительной тарелки отбирается легкий вакуумный газойль с температурой 175-195 С, с контролем температуры по ТЕ-1222 с выводом показаний на СУ и насосами Р-115А/В через теплообменник Е-101, где охлаждается сырой нефтью до 50-75 С, с контролем температуры по ТЕ-1225 подается на орошение верха колонны Т-104. Для поддержания температуры верха колонны Т-104 в пределах 90-110 С подается необходимое количество орошения, которое поддерживается регулятором ТIC-1221. Расход циркуляционного орошения контролируется по FT-1410 c выводом показаний на СУ.

Балансовое количество ЛВГ выводится по уровню на накопительной тарелке регулятором LIC-1111 и направляется:

на смешение с суммарными газойлями и далее через линию некондиции возвращается в товарный парк ЦКППН-1 НГДУ «Елховнефть»;

с целью увеличения процента отбора светлых нефтепродуктов (в период выработки летнего дизельного топлива), предусмотрена подача ЛВГ в количестве до 4 м3/час на смешение с сырой нефтью для дальнейшей переработки;

при производстве печного топлива по разработанным техническим условиям, ЛВГ после теплообменника Е-101А/В подается на узел компаундирования с гидроочищенным или прямогонным дизтопливом и далее полученная смесь направляется на хранение в емкости Е-4/1 товарного парка ЕНПУ. Регулирование заданного соотношения ЛВГ и гидроочищенного или прямогонного диз.топлива производится вручную запорной арматурой с контролем расхода ЛВГ по FT-1431 №1748 и дизтоплива по FT-1432 №1749. В период стабилизации технологического режима или несоответствии регламентируемым параметрам отбор печного топлива не производится.

В зимний период в линию гидроочищенного дизельного топлива, перед узлом компаундирования с ЛВГ дозируется депрессорная присадка дозировочным насосом Р-118 для снижения температуры застывания печного топлива, расход которого регулируется в зависимости от температуры застывания.

Тяжелый вакуумный газойль (ТВГ) с температурой 280-305 С со средней накопительной тарелки с контролем температуры отбора по ТЕ-1223 и выводом показаний на СУ насосами Р-109А/В выводится:

в межтрубное пространство теплообменников Е-105А,В,С, где охлаждается до температуры 200-205 С, подогревая обессоленную нефть. После теплообменников Е-105А,В,С ТВГ подается в трубное пространство парогенераторов Е-112, Е-113.

Парогенераторы вырабатывают пар давлением 4,2 кгс/см2, который отводится в заводской коллектор пара. Уровень котловой воды в парогенераторах Е-112, Е-113 регулируется соответственно клапанами уровня LIС-1103, LIС-1104 подачей котловой воды, поступающей с Кичуйской котельной. Требуемый уровень солесодержания котловой воды поддерживается сбросом части воды по линии периодической продувки, через дренажную систему в КОС ЦКППН-1.

Для защиты испарителей от превышения давления установлены предохранительные клапана PSV-103, PSV-102 соответственно на Е-112, Е-113 оттарированные на 10,55 кг/см2, сброс с предохранительных клапанов производится в атмосферу.

Предусмотрена предупредительная сигнализация минимального (20 %) и максимального (75 %) уровней в парогенераторах Е-112, Е-113.

Предусмотрена возможность отключения вручную запорными арматурами от технологической схемы одного из парогенераторов.

После парогенераторов Е-112, Е-113 ТВГ с температурой 140-165 С с контролем температуры по ТЕ-1226, подается на орошение вакуумной колонны Т-104 под верхнюю глухую тарелку. Расход орошения в пределах 29 м3/час с контролем по FT-1411 c выводом показаний на СУ поддерживается регулятором ТIC-1222 в зависимости от температуры на верхней тарелке отбора ЛВГ. После Е-112, 113 есть возможность вывода ТВГ через узел смешения газойлей (гребенка) в коллектор некондиционного продукта, в товарный парк ЕНПУ и на узел смешения с гудроном в период производства битума.

Другая часть ТВГ в качестве внутреннего циркуляционного орошения возвращается под среднюю накопительную тарелку. Расход орошения в пределах 8 м3/час с контролем по FT-1412 c выводом показаний на СУ поддерживается регулятором FIC-1412 в зависимости от температуры на средней тарелке отбора ТВГ.

Балансовое количество ТВГ по уровню на средней накопительной тарелке, регулятором LIC-1112 выводится на смешение с атмосферным газойлем. Далее объединенный поток атмосферного и тяжелого вакуумного газойля после теплообменника Е-104А/В, охладившись в АВО АС-108В до температуры 50-65 С, с контролем по ТЕ-1230, направляется в коллектор некондиции в ЦКППН-1. При производстве газойля марки «В» после смешения с ЛВГ и АГ на хранение в емкости Е-4/1?4 товарного парка ЕНПУ.

Остаток вакуумной перегонки (гудрон) с низа колонны Т-104 поступает на прием насосов Р-108А/В. С выкида насоса имеется вспомогательная линия рециркуляции с возвратом гудрона в куб колонны Т-104 через дроссельную шайбу FQ-101 и основная, по которой подается в теплообменник Е-106А/В, откуда часть гудрона в количестве 1,5 м3/час регулятором FIC-1413 возвращается в куб колонны для поддержания температуры в кубе 300-350 С.

Балансовое количество гудрона по уровню в кубе колонны Т-104 поддерживаемый клапаном регулятором уровня LIC-1113, через узел охлаждения (парогенератор Е-703, теплообменник Е-702) выводится по следующим потокам:

при производстве окисленного битума с температурой 130-160 С часть гудрона подается в одну из колонн окисления V-702А/В секции С-700, а балансовая часть в некондицию вместе с газойлями.

при отсутствии производства битума поступает на охлаждение в теплообменник Е-701А/В до температуры 80-90 С, после на смешение с суммарными газойлями и далее через линию некондиции возвращается в товарный парк ЦКППН-1 НГДУ «Елховнефть».

установка перегонка нефть электрообессоливание ректификация

2.4.4 Дозировка реагентов

Дозировка реагентов производится поршневыми диафрагменными насосами-дозаторами:

щелочной раствор - насосом Р-126;

содо-щелочной раствор - насосом Р-117А,В;

деэмульгатор - насосом Р-124В;

нейтрализующий амин - насосом Р-122А,В;

ингибитор коррозии (пленкообразующий амин) - насосом Р-123А,В, 124А;

депрессорная присадка - насосом Р-118В.

Количество подаваемых регентов:

- деэмульгатор (ЕС-2133А) в сырую нефть составляет 5 г/тн.

- ингибитора коррозии (ЕС-1021А) для атмосферной колонны Т-101 нор-мируется 5 г/тн или до 3,9 л/м3 общей верхней фракции, проходящей через шлемовую линию колонны Т-101 (флегма колонны Т-101 + откачиваемый прямогонный бензин из V-102).

-ингибитора коррозии (ЕС-1021А) для стабилизационной колонныТ100/1 нормируется 5 г/тн или до 3,4 л/м3 общей верхней фракции, проходящей через шлемовую линию колонны Т-100/1 (флегма колонны Т-100/1 + отводимая фракция бензина НК-85 С из емкости V-100/3).

-ингибитора коррозии (ЕС-1021А) для вакуумной колонны Т-104 нормируется 5 г/тн или до 4,9л/м3 общей верхней фракции, проходящей через шлемовую линию колонны Т-104 + отводимая фракция легкого вакуумного газойля из Т-104.

-нейтрализующего амина (ЕС-1197А) для атмосферной колонны Т-101 регулируется по водородному показателю (рН) подтоварной воды емкости V-102, рH должен находиться в пределах 7?8 и нормируется до 7 г/тн;.

-нейтрализующего амина (ЕС-1197А) для вакуумной колонны Т-104 регулируется по водородному показателю (рН) подтоварной воды емкости V-103, рH должен находиться в пределах 7?8 и нормируется до 7 г/тн;

-однопроцентного раствора щелочи 20?30 г/тн сырой нефти на прием насоса Р-101А/В

-однопроцентного содо-щелочного раствора 20-30 г/тн в нефть перед стабилизационной колонной Т-100/1

-депрессорной присадки (Dodifloy) 600 г/тн печного топлива.

Подаваемые реагенты:

ЕС-2133А; ЕС-1021А; ЕС-1197А непосредственно заливаются в чистом виде в мерные бачки. Ниже приводятся характеристики мерников:

шкала измерения - 0 85 см;

цена одного деления шкалы (1 см) - 1,18 л;

полный объем мерной емкости (до отметки 85 см) - 118л;

“мёртвый” остаток мерной емкости (до отметки 15 см) - 17,7 л;

объем мерной емкости в пределах шкалы измерения - 100,3 л.

Щелочной раствор

Приготовление однопроцентного щелочного раствора осуществляется в следующей последовательности:

- после вырабатывания раствора до уровня 30 см в мерной емкости V-121, позволяющий работать дозировочному насосу Р-126 в период приготовления раствора;

- в мерную емкость V-121 набирается котловая вода до отметки 140см;

Засыпается в количестве 29 килограмм щелочи .

Производится тщательное перемешивание при помощи циркуляционного насоса Р-125

Полученный концентрированный раствор продолжают дозировать при помощи насоса Р-126 в систему.

Ниже приводятся характеристики мерной емкости V-121:

шкала измерения (метр-шток)- 0 120 см;

полный объем мерной емкости (до отметки 120 см) - 3600 л;

“мёртвый” остаток мерной емкости (до отметки 30 см) - 730 л;

объем мерной емкости в пределах шкалы измерения - 2870 л.

Объем приготавливаемого раствора - 2870 л;

Объем реагента - 29 кг;

Объем применяемого растворителя - 2841 л.

Содо-щелочной раствор

Соотношение щелочи к кальцинированной соде составляет от 1:2 до1:3

Приготовление однопроцентного содо-щелочного раствора осуществляется в следующей последовательности:

после вырабатывания уровня до 30 см в мерной емкости V-120 по визуальному уровнемеру, позволяющий работать дозировочному насосу Р-117;

В емкость приготовления V-120 набирается котловая вода до отметки 140см;

Засыпается в количестве 10 килограмм щелочи

Засыпается в количестве от 20 до 30 килограмм кальцинированной соды

Производится тщательное перемешивание при помощи циркуляционного насоса Р-120

Полученный концентрированный раствор перекачивается в мерную емкость БР-2 до верхнего предельного уровня 137 см.

С мерной емкости БР-2 концентрированный раствор продолжают дозировать при помощи насоса Р-117 в систему.

Ниже приводятся характеристики мерной емкости БР-2:

шкала измерения визуального уровнемера- 0 137 см;

цена одного деления шкалы визуального уровнемера (1 см) - 8,34л;

объем мерной емкости в пределах шкалы измерения - 1143 л.

Ниже приводятся характеристики емкости приготовления V-120:

шкала измерения (метр-шток)- 0 120 см;

полный объем емкости приготовления (до отметки 120 см) - 3600 л;

“мёртвый” остаток мерной емкости (до отметки 30 см) - 730 л;

объем емкости приготовления в пределах шкалы измерения - 2870 л.

Объем приготавливаемого раствора - 2870 л;

Объем реагента - 35 кг;

Объем применяемого растворителя - 2835 л.

Внимание: Приготовление щелочных и содо-щелочных растворов должно осуществляться с соблюдением мер техники безопасности, с обязательным использованием средств защиты органов дыхания, глаз, кожных покровов (защитные очки, респираторы, резиновые перчатки, при попаданий щелочного или содо-щелочного раствора на кожный покров рядом находится ванна самопомощи, наполненная водой).

Раствор депрессорной присадки

Приготовление 50 % раствора депрессорной присадки осуществляется в следующей последовательности:

после вырабатывания уровня в мерной емкости БР-1 до минимального уровня 2 см по визуальному уровнемеру останавливают работу дозировочного насоса Р-118В, подающий раствор в систему;

В мерную емкость БР-2 заливается депрессорная присадка в количестве 1 или 2 бочек;

В мерную емкость набирается в количестве 200 или 400 литров гидроочищенного дизтоплива;

Производится тщательное перемешивание при помощи циркуляционного насоса Р-118А;

Приступают к дозировке полученного раствора с мерной емкости БР-1 в систему дозатором Р-118В.

Ниже приводятся характеристики мерной емкости БР-1

-шкала измерения визуального уровнемера- 0 132 см;

-цена одного деления шкалы (1 см) - 8,34 л;

-полный объем емкости приготовления (до отметки 132 см) - 1250 л;

-“мёртвый” остаток мерной емкости (до отметки 18 см) - 150 л;

-объем емкости приготовления в пределах шкалы измерения - 1100 л.

Объем приготавливаемого раствора - 400(800) л;

Объем реагента - 200(400) л;

Объем применяемого растворителя - 200(400) л.

Плотность реагентов, г/см3

щелочной раствор1,01

содо-щелочной раствор1,01

деэмульгатор ЕС-2133А0,95

нейтрализующий амин ЕС-1197А0,985

ингибитор коррозии ЕС-1021А0,918 (15 С)

депрессорная присадка Dodifloy 0,897



3. Пожарная безопасность

3.1 Противопожарные мероприятия. Охрана труда

Противопожарная защита установки обеспечивается системой противопожарного водопровода и системой паротушения.

От системы противопожарного водопровода предусматривается:

работа пожарных лафетных стволов на наружной установке для защиты оборудования и аппаратуры, содержащих горючие газы, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости. Количество лафетных стволов на установке - 2 шт.

Во всех насосных предусмотрены углекислотные и порошковые огнетушители для пожаротушения.

Система отопления (кондиционер) сблокирована с приточной вентиляцией, причем в холодное время года воздух для системы отопления забирается из объема помещения, проходит обогреватель и подается в помещение.

Для исключения попадания горючих паров и газов в систему воздушного отопления предусмотрены дополнительные меры :

в помещении установлены детектор разрежения, при срабатывании происходит звуковая сигнализация.

Кроме стационарных систем пожаротушения на установке предусматриваются первичные средства пожаротушения.

Для исключения развития аварийной ситуации предусмотрена паровая завеса и подача пара в топку печей Н-100/1, Н-101, Н-102/1 с дистанционной подачей пара.

Эвакуация персонала из опасной зоны в случае возникновения пожара и других чрезвычайных ситуации согласно ПЛАС, указанного в пункте 10.4.10 Настоящего технологического регламента.

Охрана труда.

Безопасная работа блочной нефтеперерабатывающей установки фирмы «Петрофак» зависит от квалификации и внимательности обслуживающего персонала, а также от строгого соблюдения требований и правил ПБ, пожарной безопасности, правил Ростехнадзора и строгого соблюдения технологического режима в соответствии с нормами технологического регламента.

К работе допускаются лица, которые прошли необходимую подготовку, инструктаж по охране труда, сдали экзамен на допуск к самостоятельной работе.

Все действующие инструкции и положения по охране труда и ПБ, должностные и другие инструкции должны быть в наличии, знание их и соблюдение персоналом должно постоянно контролироваться.

Работать можно только с исправными оборудованием, коммуникациями, арматурой и приборами КИПиА.

Систематически следить за исправностью и включением в работу приборов контроля и автоматики, систем сигнализации и автоматических блокировок.

На случай прекращения поступления воздуха КИП принято соответствующее исполнение клапанов автоматического регулирования «НО» и «НЗ», исключающие повышение давления и температуры в аппаратах, обеспечивающие переток жидкостей из аппарата в аппарат, подачу орошений в ректификационные колонны, отключение установки от общезаводских коммуникаций.

Следить за работой всех насосов, немедленно устранять пропуски в уплотнениях и фланцевых соединениях. Не допускать загазованности территорий и помещений установки.

Все технологическое оборудование размещено на открытой площадке, благодаря чему обеспечивается более безопасная его эксплуатация.

В открытых насосных установлена система сигнализаторов довзрывоопасной концентрации, подключенная в систему контроля загазованности. При необходимости, в аварийных случаях, пользоваться дистанционным отключением с электрощита отдельных групп электрооборудования.

Во избежание ожогов все аппараты и трубопроводы с температурой, превышающей 60 С, должны иметь теплоизоляцию.

Систематически контролировать состояние и наличие пломб на предохранительных клапанах.

На установке осуществляются следующие сбросы от предохранительных клапанов:

- горючие газы и пары с верхних точек аппаратов в закрытую факельную систему через емкость V-801;

- вода и пар в атмосферу;

-нефть от электродегидратора V-101 в колонну Т-101.

Основными мероприятиями, обеспечивающими безопасное ведение технологического процесса, являются:

ведение технологического процесса строго в пределах, заданных технологической картой параметров;

соблюдение правил технической эксплуатации установки и оборудования в строгом соответствии с действующими инструкциями, нормами и правилами;

выполнение правил безопасного ведения огневых и газоопасных работ на установке;

обеспечение нормальной работы контрольно-измерительных, сигнализирующих, регулирующих приборов и блокировок;

исправность вентиляционных систем и соблюдение режима их работы;

своевременное обнаружение и устранение пропусков, утечек нефтепродуктов, неполадок в работе оборудования;

соблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов оборудования, организация профилактического обслуживания и контроля за работой оборудования и трубопроводов;

систематическое повышение квалификации обслуживающего персонала, своевременное проведение инструктажей.



4. Охрана окружающей среды

На современном этапе развития производства все большее применение находит принцип «от техники безопасности к безопасной технике». Если раньше обеспечение безопасности работающих сводилось к применению предохранительных устройств и защитных приспособлений, то теперь основным направлением охраны труда является создание таких процессов и оборудования, в которых практически исключается возникновение опасностей и вредностей. Энергонасыщенность современных объектов стала огромной. Постоянно интенсифицируются технологии, вследствие этого такие параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ, растут и приближаются к критическим. Растут единичные мощности аппаратов, количества находящихся в них веществ. Номенклатура выпуска нефтеперерабатывающего или нефтехимического заводов с передовой технологией, обеспечивающей комплексную переработку сырья, стала состоять из тысяч позиций, причем многие из изготавливаемых продуктов взрыво-, пожароопасные и (или) токсичны. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод [1].

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. При ветровом потоке воздуха, направленном на здание, над крышей и за зданием создаётся область пониженного давления (зона аэродинамической тени). Внутри этой зоны возникает циркуляция воздуха, в результате которой в зону вовлекается пыль и газовые выбросы. Поэтому все организованные выбросы должны направляться выше той зоны. При этом приземные концентрации вредных веществ могут быть уменьшены до 6 раз [2].

Для уменьшения выбросов углеводородов необходимо постоянно контролировать герметичность аппаратов, резервуаров, фланцевых соединений и т.д. особое внимание необходимо уделить резервуарам для хранения нефтепродуктов.

Плавающие понтоны предназначены для резервуаров со щитовым или сферическим покрытием с целью снижения потерь хранящихся в них легкоиспаряющихся нефтей и нефтепродуктов. Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения по сравнению с обычным резервуаром, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара оставляется зазор шириной 100-300 мм во избежание заклинивания понтона вследствие неровностей стенки. Зазор перекрывается уплотняющими герметизирующими затворами. Известны несколько конструкций затворов, однако наибольшее применение имеет затвор из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора (петли) упругим материалом. Герметизирующий затвор является неотъемлемой частью понтона. Без затвора работа понтона мало эффективна.

Размещено на Allbest.ru