Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ-6, описание, техника безопасности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Отчет по практике

на ОАО «Новокуйбышевском нефтеперерабатывающем заводе»

Содержание

Введение

1. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1.1. Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией

2. Описание установки

2.1 Блок ЭЛОУ

2.2 Блок атмосферной перегонки

2.3 Блок вакуумной перегонки

3. Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях. Особенности остановки и пуска в зимнее время

3.1 Общие положения пуска

3.2 Остановка установки при нормальных условиях

3.3 Особенности пуска и остановки установки в зимнее время

4. Технические средства системы контроля и автоматики

5. Основные правила безопасного ведения технологического режима

5.1 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса

5.2 Защита окружающей среды

Список использованной литературы

Введение

Новокуйбышевский НПЗ расположен в Самарской области и входит в состав Самарской группы нефтеперерабатывающих заводов, приобретенной НК «Роснефть» в мае 2007 г. Новокуйбышевский НПЗ был введен в эксплуатацию в 1951 г. На нем впервые в стране был освоен выпуск многих видов продукции: топлива для реактивных двигателей, масел для ракетоносителей и легковых автомобилей и др. В 1959-1965 гг. были проведены модернизация и расширение мощностей завода и освоены новые нефтехимические процессы. В 1971-1975 гг. была проведена коренная реконструкция завода. В 1996-1997 гг. на заводе была проведена модернизации установок каталитического риформинга. В результате НПЗ полностью перешел на выпуск неэтилированных бензинов. Мощность НПЗ составляет 8,0 млн т (58,5 млн барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть (добываемую Юганскнефтегазом), а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области (Самаранефтегаз). Вторичные перерабатывающие мощности завода включают установки гидрокрекинга, замедленного коксования, каталитического риформинга, измеризации, гидроочистки керосина и дизельного топлива, битумную и газофракционную установки, а также установку для смешения бензинов. До приобретения Новокуйбышевского НПЗ НК «Роснефть» перерабатывала на нем значительные объемы собственной нефти на условиях процессинга.

Практика проходила на установке АВТ-11, (ЭЛОУ-АВТ-6), которая была введена в эксплуатацию в 1987 году и считается одной из самых новых установок. Сырьем установки является нефть различных месторождений и их смеси.

Установка ЭЛОУ-АВТ-6 производительностью 6 млн. т/год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно - вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Она предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов таких, как сырьё установок каталитического риформинга, газофракционирования, битумной установки, установок гидроочистки и каталитического крекинга.

технологический установка нефть обессоливание

1. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1.1 Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией

Добытая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Наличие воды приводит к резкому снижению производительности установки, повышенным расходам топлива и воды вначале для ее испарения и в дальнейшем для ее конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не подвергается гидролизу. Хлористый магний подвергается гидролизу с образованием соляной кислоты (HCl), причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Коррозия аппаратуры, в первую очередь бензиновых конденсаторов и холодильников, усиливается при переработке сернистых нефти. Вначале в присутствии влаги образуется сернистое железо в виде защитной пленки:

Fe + H₂S = FeS + H₂.

При наличии соляной кислоты пленка превращается в хлорное железо, которое растворяется в воде (FeS + 2HCl = FeCl₂ + H₂S), оголяя свежий слой железа, вступающего в реакцию с сероводородом и так далее.

Как видим, переработка такой нефти совершенно недопустима. Необходимо нефти подготавливать к переработке не только на нефтепромыслах или головных станциях нефтепроводов, но и на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть, поступающая на первичную переработку, не должна содержать солей более 2-5 мг/л, воды более 0,1-0,2 % при отсутствии механических примесей.

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефти. Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капельки, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120 ^оС), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, то есть улучшаются условия для слияния и оседания капель.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капли претерпевают столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты, в которых производится электрическое обезвоживание и обессоливание нефти - работают при повышенном давлении.

В целях предотвращения соляно-кислой коррозии в нефть подается водный раствор каустической (NaOH), в результате чего растворенные в нефти хлориды кальция и магния - переходят в термически устойчивые хлориды натрия, что способствует уменьшению коррозии аппаратуры и трубопроводов

MgCl₂ + 2NaOH = Mg(OH)₂ + 2NaCl

CaCl₂ + 2Na2CO₃ = CaCO₃ + 2NaCl

Для удаления сероводорода из фракции нк.-62 ^оС, её защелачивают. Удаление сероводорода из фракций осуществляется по следующим реакциям:

2NaOH + H₂S = Na₂S + 2H₂O

NaOH + H₂S = NaHS + H₂O

Na₂S + H₂S = 2NaHS

В присутствии избытка щелочи образуется сульфид натрия (Na₂S), при недостатке гидросульфид натрия (NaHS). При выщелачивании бензинов каустической содой (Na₂OH) содержащиеся в них меркаптаны частично реагируют по схеме:

RSH + NaOH = RSNa + H₂O

Высокомолекулярные меркаптаны извлекаются при выщелачивании бензиновых фракций значительно труднее, чем низкомолекулярные. Для защиты конденсационно-холодильной аппаратуры от сероводородной коррозии в шлемовую линию атмосферной колонны подается раствор аммиачной воды

NH₄OH + HCl = NH₄Cl + H₂O

2NH₄OH + H₂S = (NH₄)₂S + 2H₂O

вместо раствора аммиачной воды в шлем К-1 подается ингибитор коррозии

Додиген и нейтрализатор коррозии Додикор.

С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).

2. Описание установки

Установка АВТ-11 состоит из следующих блоков и узлов:

блок ЭЛОУ,

блок атмосферной перегонки,

блок вторичной перегонки бензина,

блок вакуумной перегонки,

блок приготовления щелочного раствора,

блок приготовления депрессорной присадки,

узел подачи газообразного топлива,

блок утилизации тепла.

2.1 Блок ЭЛОУ

Нефть из резервуаров товарно-сырьевой базы (ТСБ) поступает на прием сырьевых насосов и двумя параллельными потоками прокачивается через теплообменники, где нагревается до температуры не более 120 ^оС. Первый поток нефти проходит трубное пространство теплообменника, где нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны, затем межтрубное пространство теплообменника, в котором нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Второй поток нефти проходит трубное пространство другого теплообменника, где нагрев идёт за счет тепла верхнего циркуляционного орошения колонны, затем трубное пространство теплообменника, в котором нагревается за счет тепла гудрона, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Расход нефти по потокам регулируется специальными приборами, клапаны которых установлены на каждой линии потока нефти перед теплообменниками. Температура нефти каждого потока перед теплообменниками также регистрируется приборами. При работе установки без вакуумного блока во всех трёх теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом. Оба потока нефти для выравнивания температуры перед электродегидраторами объединяются в общем коллекторе, в который насосом из специальной емкости вводится вода от электродегидраторов второй ступени. Далее нефть поступает параллельно на все четыре электродегидратора первой ступени. На линии подачи нефти на первую ступень обессоливания после подачи воды имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах.

Отделившаяся из нефти вода оседает вниз электродегидраторов. Дренажная вода из электродегидраторов первой ступени поступает в специальную емкость. Собирающаяся с верха этой емкости нефть направляется на прием насосов. Уровень нефти в емкости регулируется прибором (уровень раздела фаз), клапан которого установлен на линии вывода нефти из этой емкости на прием насосов. Давление в емкости в ней регулируется прибором, клапан которого установлен на линии дренажной воды из емкости.

На каждом потоке нефти после подачи воды, как и в первой ступени, имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах. Постоянство уровня в электродегидраторах второй ступени обессоливания поддерживается регуляторами раздела фаз, клапаны которых установлены на линии вывода дренажной воды из каждого электродегидратора второй ступени. Давление в емкости регистрируется специальным прибором. После электродегидраторов второй ступени обессоливания нефть собирается в общем коллекторе и поступает на блок атмосферной перегонки.

2.2 Блок атмосферной перегонки

Обессоленная и обезвоженная нефть после блока ЭЛОУ прокачивается двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 210 ^оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство трёх теплообменников и далее в межтрубное пространство других теплообменников. Нагрев нефти в одном теплообменнике осуществляется за счет тепла II погона, в других 2-х теплообменниках за счет тепла нижнего циркуляционного орошения колонны и в третьих теплообменниках за счет тепла гудрона.

Второй поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство теплообменников. Нагрев нефти осуществляется за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны. Расход второго потока обессоленной нефти с коррекцией по давлению на блоке ЭЛОУ регулируется прибором, клапан которого установлен на линии второго потока нефти перед теплообменником.

При работе установки без вакуумного блока в теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом. Обессоленная и обезвоженная нефть после теплообменников поступает двумя потоками на тарелку эвапоратора по двум специальным вводам.

В низ эвапоратора подается перегретый водяной пар. Расход перегретого водяного пара в эвапоратор регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи пара в эвапоратор. Перегрев водяного пара после блока утилизации тепла осуществляется в пароперегревателях печей. Перегретый водяной пар после пароперегревателей печей поступает в общий коллектор, из которого направляется в колонны.

Давление острого пара на установку регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи острого пара на установку. С верха эвапоратора газы, пары бензина и воды проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость, в которой происходит отделение бензина эвапоратора от воды. Отстоявшаяся вода из емкости сбрасывается. Часть бензина из этой емкости подается насосом в эвапоратор в качестве орошения, а балансовый избыток перетекает с верха емкости и направляется совместно с бензином колонны через водяной холодильник в емкость, в которой происходит отделение бензина от газа и воды.

Жидкое топливо на установку поступает из заводской сети. Давление в линии жидкого топлива в печи из заводской сети регулируется прибором, клапан которого установлен на линии возврата жидкого топлива в заводскую сеть.

В целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов из мазута в нижнюю часть колонны подается перегретый водяной пар. С верха колонны пары бензина и водяные пары проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость.

С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).

2.3 Блок вакуумной перегонки

Мазут с низа колонны второго потока забирается насосом и шестью потоками подается в змеевики печи, после нагревания не более 405^оС поступает в вакуумную колонну. Для снижения разложения мазута при нагревании до высокой температуры, уменьшения коксования печных труб и увеличения доли отгона на входе в колонну в змеевики каждого потока через печь подается перегретый водяной пар. В нижнюю часть вакуумной колонны подается перегретый водяной пар. На верху колонны поддерживается остаточное давление не более 60 мм. рт. ст.

Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения вакуумной колонны поступают в поверхностные конденсаторы, где пары конденсируются, а газы отсасываются трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом. Пары и газы поступают в промежуточные конденсаторы водяного пара. Образующийся конденсат стекает в барометрический ящик. Несконденсировавшиеся газы разложения с третьей ступени эжекторов отводится в отделитель под уровень воды и нефтепродукта, для создания гидравлического затвора с целью предотвращения засасывания воздуха в вакуумную систему.

С 4 тарелки колонны насосом забирается флегма первого (верхнего) циркуляционного орошения, прокачивается через теплообменник сырой нефти, аппарат воздушного охлаждения и с температурой 50 ^оС направляется на 1 тарелку колонны.

Балансовый избыток первого (верхнего) циркуляционного орошения после аппарата воздушного охлаждения направляется во вторую колонну или совместно с фракцией 290-350 ^оС направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

С низа колонны гудрон забирается насосом, прокачивается через теплообменники обессоленной нефти и теплообменник сырой нефти, параллельно включенные аппараты воздушного охлаждения и далее выводится с установки. Часть гудрона после теплообменников возвращается в низ колонны К-10 для поддержания требуемой температуры низа колонны.

3. Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях. Особенности остановки и пуска в зимнее время

3.1 Общие положения пуска

Основанием для пуска установки является приказ по заводу. Ответственными лицами за пуск установки назначаются приказом из числа ИТР: начальник цеха, его заместитель, начальник установки. На основании приказа по заводу издается распоряжение по цеху, где на ответственных за пуск установки возлагаются организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим с обеспечением мер безопасности.

При пуске установки оформляется «План завершения ремонтных работ и пуска установки», где определяется для сменного персонала подробный порядок и последовательность работ по пуску и выводу установки на режим с определением технологических параметров и операций. Пуск установки разрешается только после приема установки рабочей комиссией с составлением акта, утвержденного в установленном порядке. Подготовка установки к пуску заключается в тщательной проверке правильности выполнения всех ремонтно-монтажных работ в соответствии с проектами, выполненными при ремонте, и устранении дефектов оборудования и арматуры, обкатке оборудования, выявлении готовности связей установки с общезаводским хозяйством в части снабжения сырьем, реагентами, энергоресурсами и откачки фракций.

Перед пуском установка должна быть обеспечена всей необходимой технической документацией. В период подготовки к пуску необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие безаварийный пуск установки:

очистить территорию установки от посторонних предметов, закрыть технологические лотки и колодцы, засыпать крышки колодцев песком;

аппараты и трубопроводы опрессовать инертным газом, обнаруженные пропуски устранить, проверить на проходимость;

проверить наличие регистрационных табличек на аппаратах, в случае необходимости внести в них изменения по срокам освидетельствования. Сделать надписи на трубопроводах с указанием назначения трубопровода;

проверить наличие средств пожаротушения, средств оказания первой медицинской помощи, средств индивидуальной защиты, шланговыми противогазами в установленном количестве;

проверить работу средств связи и сигнализаций. Обслуживающий персонал установки ознакомить под роспись с изменениями, выполненными в технологической схеме в период ремонта и внесенными в журнал учета изменений технологической схемы;

обеспечить установку необходимыми материалами: смазочными маслами, слесарным инструментом, сальниковой набивкой;

при осмотре фланцевых соединений обратить внимание на наличие необходимых заглушек, полное количество шпилек, болтов, прокладок, затяжку соединений.

Все временные заглушки, установленные на аппаратах и трубопроводах для проведения ремонта и ревизии, подлежат снятию.

Аппараты, на которых проводился ремонт, проверяются на прочность и плотность устанавливаются предохранительные клапаны. Все предохранительные клапаны должны быть испытаны на стенде, опломбированы и снабжены табличкой с указанием установочного давления, даты регулирования, места установки и его номера.

проверить и выполнить (если не выполнено) набивку сальниковых уплотнений на всей запорной арматуре, смазку трущихся деталей, проверить свободный ход запорной арматуры, последняя оставляется в закрытом состоянии;

установить съемные сетчатые фильтры на приемных трубопроводах насосов;

проверить свободу вращения движущихся частей насосов, вентиляторов и арматуры;

путем подачи воды по временному трубопроводу проверить канализацию на проходимость, обратить особое внимание на правильную работу гидрозатворов в канализационных колодцах;

проверить электрооборудование, средства КИП, взрывобезопасность исполнения вентиляционных систем и электрооборудования, состояние теплоизоляции, контуры заземления трубопроводов и аппаратов, наличие систем грозозащиты, защиты от статического электричества, наличие аварийного освещения;

подготовить к включению в работу контрольно-измерительные приборы.

принять на установку электроэнергию, технический воздух и воздух КИП, водяной пар, воду, топливный и инертный газы, если требуется - азот.

Снабжение установки электроэнергией, паром, водой, техническим воздухом, воздухом КИП, инертным газом высокого и низкого давления осуществлять из общезаводских сетей. О начале пуска установки сообщить диспетчеру завода и смежным установкам.

3.2 Остановка установки при нормальных условиях

Для проведения планово-предупредительного ремонта или при отсутствии сырья установку остановить в нормальных условиях. Основанием для остановки установки на ремонт является приказ по заводу. Приказом назначаются ответственные лица за подготовку к ремонту, организацию и проведение ремонта из числа ИТР: начальник цеха, его заместитель, начальник установки, заместитель начальника установки.

Останавливать установку в следующей последовательности: вначале останавливается вакуумный блок, затем атмосферный совместно с блоками ЭЛОУ, стабилизации и вторичной перегонки бензина.

3.3 Особенности пуска и остановки установки в зимнее время

В зимний период года при температурах окружающей среды ниже 0С необходимо тщательное наблюдение за состоянием материала оборудования и аппаратуры. Зависимость допустимого давления от температуры окружающей среды показана в «Регламенте проведения в зимнее время пуска (остановки) установки или испытания на герметичность сосудов». В период эксплуатации установки в зимнее время обслуживающий персонал обязан:

тщательно контролировать обогрев контрольно-измерительных приборов;

следить за системой пароспутников, не допуская прекращения в ней движения;

следить за приборами водяного отопления в помещениях и калориферах приточной вентиляции;

контролировать состояние стояков пожаротушения.

Надзор за оборудованием установки в зимнее время должен быть особенно тщательным, так как замораживание трубопроводов, аппаратов, контрольно-измерительных приборов может привести к нарушению режима технологического процесса, аварии, несчастным случаям или задержке вывода установки на нормальный режим.

При остановке установки в зимнее время необходимо принимать все меры к своевременному освобождению аппаратов и трубопроводов от воды и легкозамерзающих жидкостей. Из всех аппаратов, которые подвергаются промывке и пропарке, необходимо тщательно удалять конденсат. В самых низких местах необходимо открывать дренажи или разбалчивать фланцевые соединения во избежание скапливания в них конденсата. В осенне-зимний период топливный газ может поступать на установку с газовым конденсатом, поэтому приемная емкость топливного газа должна систематически освобождаться от газового конденсата.

На установке ежегодно к зимнему периоду разрабатывается и утверждается в установленном порядке комплекс мероприятий, в том числе «Перечень трубопроводов и дренажных точек, трубопроводов временно выведенных из эксплуатации, подлежащих постоянному контролю обслуживающим персоналом». Технологический персонал установки под роспись знакомится с этими мероприятиями и несет ответственность за их выполнение.

Сырьё.

В структуре обеспечения сырьем НК НПЗ - завод с 2007 году перерабатывает западносибирскую нефть (добываемую Юганскнефтегазом), а также нефть, добываемую Компанией в Самарской области (Самаранефтегаз).

Энергоресурсы.

В энергетическом плане НК НПЗ в известном смысле независимое предприятие. Построив в 1997-м году энергоблок, завод перестал покупать пар на технологические нужды. А пустив в 2002-м турбогенераторы значительно сократил затраты на приобретение электроэнергии.

4. Технические средства системы контроля и автоматики

На установке применены средства контроля, автоматики и управления импортного производства. В качестве системы управления процессом используется распределенная система управления типа "МОД-300" (DCS).

Система DCS позволяет контролировать, регулировать и осуществлять необходимые блокировки и сигнализации отклонений параметров от заданных значений. Для этих целей в операторной установки размещаются две консоли, на которых размещены экраны дисплеев и соответствующие клавиатуры, которые позволяют выводить на экраны обширный объем информации по технологическим параметрам и функциональным возможностям DCS. Такие как общие обзоры, аварийные ситуации по зонам, соответствующие тренды, архивирование, графическое изображение отдельных частей технологической схемы установки, создание журналов отчетов за смену, сутки. Для возможности модификаций, добавлений и устранений с дисплея возникших в процессе эксплуатации отдельных ситуаций в системе предусмотрено рабочее место инженера. Дополнительно пульт инженера может выполнять функции резерва для пультов оператора.

Кроме того, каждый из пультов оператора рассчитан на 100 % дублирования при выходе одного из строя.

DCS предусматривает четыре печатающих устройства:

первый - для аварийной сигнализации, событий и резервных отчетов;

второй - для отчетов и резервных распечаток по аварийным сигнализациям и блокировкам;

третий - для регистрации пользователей;

четвертый - резервный.

Для нормальной эксплуатации системы управления необходим соответственно обученный обслуживающий персонал (операторы). Обучение технологического персонала производится в соответствии с инструкциями фирмы изготовителя DCS и программой пользователя, разработанной и поставляемой фирмой выполнившей проект системы управления.

Для осуществления противоаварийной защиты используется программируемый логический контроллер (ПЛК) MODICON. Для осуществления технического контроля используется следующее оборудование:

датчики расхода и давления АВВ KENT TEYLOR

«САПФИР» (г. Челябинск)

датчики уровня перепадомеры АВВ KENT TAYLOR.

датчики уровня поплавковые FISHER .

счетчики расходов TURBO QUANT

сигнализаторы уровня СУ-2 «ЭЛИТА»

сигнализаторы давления АВВ KENT TEYLOR

«САПФИР» (г. Челябинск)

термометры сопротивления ТСП ТСМ (г. Луцк)

5. Основные правила безопасного ведения технологического режима

Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений:

- к самостоятельной работе допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие предварительный медицинский осмотр, инструктажи по охране труда, пожарной безопасности и газобезопасности, стажировку на рабочем месте и сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе по правилам и приемам безопасного ведения работы специальной комиссии;

- строгое соблюдение действующих инструкций, правил и положений по охране труда, эксплуатации оборудования и аппаратуры, а также технологического режима в соответствии с нормами технологического процесса;

- все аппараты, работающие под давлением, следует эксплуатировать в соответствии с правилами Госгортехнадзора России;

- аппараты и трубопроводы, имеющие температуру поверхности выше 60 ^оС, должны быть изолированы или ограждены защитными сетками;

- во всех закрытых помещениях должна обязательно постоянно находиться в работе приточная и вытяжная вентиляция;

- во время ведения технологического режима все изменения параметров переключения, переходы с насоса на насос, переход с ручного управления на автоматическое производятся плавно, без рывков;

- в помещениях и наружных установках взрывоопасных зон устанавливается электрооборудование взрывозащищенного исполнения.

- в электропомещениях предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха в час, обеспечивающая избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей.

- необходим постоянный контроль над состоянием арматуры, фланцевых соединений, предохранительных клапанов, штуцеров и люков;

- перед отключением из схемы теплообменных аппаратов или трубопроводов с высоковязким продуктом, особенно в зимнее время, необходимо прокачать аппараты и трубопроводы маловязким продуктом;

- все аппараты, останавливаемые на ремонт, должны быть отглушены от системы и обезврежены согласно инструкции по подготовке аппаратов к ремонту; запрещается производить ремонтные работы на аппаратах, если они находятся под давлением, не освобождены от продукта; ремонт производить при наличии наряда-допуска;

- при появлении утечек, следует немедленно снизить давление в неисправном оборудовании до атмосферного, вызвать газоспасательную службу, предупредить соседние установки и ликвидировать утечки;

- запрещается определять утечки в аппаратах, трубопроводах при помощи огня или тлеющих предметов;

- при размораживании аппарата или трубопровода необходимо принять следующие меры:

а) произвести наружный осмотр с обстукиванием для того, чтобы обнаружить участок замороженного трубопровода и убедиться в целостностии трубопровода;

б) замороженный участок отключить, после чего принять меры к отогреву. Отогрев производить только водяным паром или горячей водой с конца, где можно сдренировать конденсат;

- в зимних условиях сосульки и корки льда, образующиеся на аппарате, должны быть своевременно удалены;

- лестницы, проходы и площадки необходимо систематически очищать от снега и льда.

- маршевые лестницы и площадки должны быть чистыми и свободными; загромождение их посторонними предметами запрещается;

- территорию установки нужно содержать в чистоте; колодцы и приямки должны быть закрыты и присыпаны поверх крышек песком;

- гидрозатворы канализационных колодцев должны находиться в исправном состоянии;

- персонал должен быть обеспечен специальной одеждой, обувью, рукавицами, предохранительными очками, касками.

Каждый аппарат, работающий под давлением, должен быть оснащен предохранительным устройством и манометром с красной чертой, указывающей предельно допустимое давление.

При эксплуатации насосов должен быть обеспечен постоянный надзор за герметичностью торцевых уплотнений и соединений. Запрещается эксплуатировать насосы:

- без ограждения движущихся частей;

- без манометров или с неисправным манометром;

- при наличии стуков в корпусе насоса или электродвигателя.

Запрещается чистить, смазывать, подтягивать фланцы и соединения на работающем насосе, загромождать проходы между насосами.

На установке обязательно наличие фонтанчика для промывания глаз.

Производственные помещения отапливаются горячей водой.

Уборка пола производственного помещения должна производиться не реже одного раза в смену. Применение нефтепродуктов для мытья полов запрещается.

На установке должна находиться аптечка с медикаментами и необходимыми средствами для оказания неотложной помощи.

Сушить одежду на горячих поверхностях трубопроводов и аппаратов запрещается.

5.1 Основные мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса

Бригада, возглавляемая старшим оператором, должна:

- быть переодета в специальную одежду, обувь, каски.

- иметь при себе во время смены фильтрующие противогазы;

- следить во время работы за бесперебойным обеспечением установки водой, паром, воздухом и электроэнергией;

- не допускать отклонений в ведении технологического режима от норм, установленных технологическим регламентом установки;

- не производить резких изменений температуры и давления в аппаратах и трубопроводах, во избежание возможных деформаций;

- следить за уровнем жидкости в аппаратах, колоннах;

- следить за бесперебойной работой вентиляционных систем;

- следить за выполнением графика анализа качества сточных вод, промканализации и воздушного бассейна в помещениях и на территории установки;

- следить и обеспечивать исправность работы приборов контроля и автоматики, сигнализации и блокировки;

- не допускать эксплуатацию аппаратов с неисправными предохранительными клапанами;

- производить регулярный осмотр и своевременный ремонт оборудования, запорной арматуры, приборов с целью оперативного выявления дефектов и их устранения;

- в аварийных случаях использовать только искробезопасный инструмент;

- аппараты и трубопроводы, содержащие горючие вещества, перед открытием откачивать и пропаривать водяным паром;

- во время работы установки обеспечивать контроль за давлением и вакуумом в аппаратах, показания контрольно-измерительных приборов, находящихся в операторной, периодически проверять дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах;

- следить за состоянием масла в системе смазки электродвигателей;

- следить за температурой подшипников электродвигателей;

- следить за состоянием заземления оборудования, наличием крепёжных элементов электродвигателей;

- контролировать состояние вибрации электродвигателей;

5.2 Защита окружающей среды

2011 год стал для Новокуйбышевского нефтеперерабатывающего завода этапным. Завод полностью перешел на производство бензинов класса 3 по техническому регламенту (соответствует стандарту Евро-3).

Завод успешно прошел аудит по промышленной безопасности и охране труда и окружающей среды на соответствие международным стандартам и надзорный аудит системы менеджмента качества на соответствие международным стандартам ISO 9001:2008.

Реконструкция завода решает не только производственные, но и экологические задачи. В 2010-2011 годах на природоохранные мероприятия израсходовано 1,085 млрд. руб. В частности, завершается техперевооружение установки по утилизации сероводорода методом мокрого катализа. Кроме того, в составе комплекса гидрокрекинга планируется построить новые мощности по утилизации сероводорода с производством элементарной серы. Их пуск запланирован на 2014 год.

На 2012 год на природоохранные мероприятия выделены 155 млн. рублей, запланировано строительство блока доочистки сточных вод на биоочистных сооружениях, реконструкция водоводов волжской воды и ряд других работ, продолжается ликвидация техногенной залежи нефтепродуктов. По оценкам экспертов, ее площадь сократилась на 4 кв. км, а мощность нефтепродуктов в свободной фазе сократилась в 3 раза. НК «Роснефть» утвердила программу по ликвидации линз нефтепродуктов на своих дочерних предприятиях Самарской области на 2011-2014 годы.

Список использованной литературы

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. - 671с.;

2. Левченко Д. Н., Берг-штейн Н. В., Николаева Н. М., Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях, М., 1985.

3. http://www.sgm-oil.ru/articles/article_07.htm

4. http://ibprom.ru/novokuybyshevskiy_npz

5. http://www.rosneft.ru/

Размещено на Allbest.ru