Проектирование НПЗ
Проектирование НПЗ это основное направление деятельности проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть».
Наш институт выполняет проекты строительства и реконструкции, а так же проекты технического перевооружения нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и малотоннажных заводов (мини-НПЗ) по переработки сырой нефти и вторичной переработке нефтепродуктов (нафты, прямогонного бензина, мазута, гудрона, газойля и других фракций), в том числе проектирование битумных производств (производства битума из мазута или гудрона).
Проектирование нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) всегда выполняется с учетом пожеланий заказчика, условий размещения объекта и только на основании разработанного и согласованного технического задания.
Стоимость проекта на строительство НПЗ.
| Объем переработки, тонн/год | Стоимость проектирования*, руб. (без НДС) | Сроки выполнения работ**, календарные дни |
| 500 000 | 12 000 000 | 250 |
| 600 000 | 13 000 000 | 250 |
| 700 000 | 14 000 000 | 250 |
| 800 000 | 15 000 000 | 250 |
| 1 000 000 | 16 000 000 | 270 |
| 1 200 000 | 17 000 000 | 270 |
| 1 500 000 | 18 000 000 | 270 |
| 2 000 000 | 25 000 000 | 300 |
| 2 500 000 | 27 000 000 | 300 |
| 3 000 000 | 30 000 000 | 330 |
| 4 000 000 | 40 000 000 | 330 |
| 5 000 000 | 50 000 000 | 360 |
| 6 000 000 | 60 000 000 | 360 |
| 7 000 000 | 70 000 000 | 360 |
| 8 000 000 | 80 000 000 | 360 |
| 10 000 000 | 100 000 000 | 360 |
Примечания.
*Цена примерная, ориентировочная, указана за проектную документацию (рабочая документация по отдельному договору) с учетом спецразделов и сопровождения в экспертизе. Сумма уточняется на момент заключения договора.
**Срок уточняется на момент заключения договора.
Проект завода по переработки нефти всегда выполняется с учетом пожеланий заказчика и условий размещения объекта.
Проект строительства резервуарного парка состоит из проектной документации (стадия ПД), рабочей документации (стадия РД) и специальных разделов таких как:
"Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности"
"Мероприятия по обеспечению доступа инвалидов"
"Требования к обеспечению безопасной эксплуатации объектов капитального строительства"
"Мероприятия по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащенности зданий, строений и сооружений приборами учета используемых энергетических ресурсов"
"Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законами"
"Отчет о проведении анализа опасностей технологических процессов"
"Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера"
"Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений"
Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» также осуществляет:
— автоматизация оборудования нефтеперерабатывающих заводов (АСУТП объектов инфраструктуры НПЗ, АСУТП НПЗ);
— осуществление функций генерального проектировщика нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
— авторский надзор за строительством и реконструкцией нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);
— инжиниринговые услуги в области нефтепереработки;
Состав разделов проектной документации (ПД) согласно 87 Постановления Правительства РФ.
|
Наименование раздела проектной документации |
|
Раздел 1 – ОПЗ - Пояснительная записка |
|
Раздел 2 – ПЗУ - Схема планировочной организации земельного участка НПЗ |
|
Раздел 3 – АР - Архитектурные решения |
|
Раздел 4 – КР - Конструктивные и объёмно-планировочные решения НПЗ |
|
Раздел 5 - Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений по НПЗ Подразделы: |
|
ИОС 1 - подраздел "Система электроснабжения нефтеперерабатывающего завода"; |
|
ИОС 2 - подраздел "Система водоснабжения НПЗ"; |
|
ИОС 3 - подраздел "Система водоотведения нефтеперерабатывающего завода"; |
|
ИОС 4 - подраздел "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха, тепловые сети НПЗ"; |
|
ИОС 5 - подраздел "Сети связи нефтеперерабатывающего завода"; |
|
ИОС 6 - подраздел "Система газоснабжения НПЗ"; |
|
ИОС 7 - подраздел "Технологические решения для нефтеперерабатывающего завода"; |
|
ИОС 8- подраздел "Автоматизация комплексная НПЗ". |
|
Раздел 6 – ПОС - Проект организации строительства нефтеперерабатывающего завода |
|
Раздел 7 – ПОД - Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства НПЗ |
|
Раздел 8-ООС- Перечень мероприятий по охране окружающей среды нефтеперерабатывающего завода |
|
Раздел 9 -ПБ- Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности НПЗ |
|
Раздел 10 – МЭ - Перечень мероприятий по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности и требований оснащённости зданий, строений, сооружений приборами учёта используемых энергетических ресурсов |
|
Раздел 11- СМ - Смета на строительство объектов капитального строительства нефтеперерабатывающего завода |
|
Раздел 12 - Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законам ГОЧС - Перечень мероприятий по гражданской обороне, мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера |
Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» выступая подрядчиком по проектам комплексной модернизации установок ЭЛОУ-АВТ решает следующие задачи:
— доведение производства до существующих норм правил безопасности;
— замена устаревшего приборного парка КИП и А;
— создание современной автоматизированной системы управления;
— уменьшение ресурсо- и энергопотребления;
— внедрение технологий рекуперации избытка тепла процесса;
— замена изношенных частей технологических аппаратов;
— увеличение производительности установки на 15%.
ПРИМЕР ТЗ.
Задание на разработку проектной и рабочей документации для строительства завода по переработке тяжелого углеводородного сырья (нефти, мазутов, отработанных масел дизельных двигателей).
1. Основание для проектирования
1.1. Бизнес план строительства завода
1.2. Договор аренды земельного участка под строительство завода.
1.3. Договор No ___от «___»_____________2022 г. на разработку проектной документации.
2 Наименование объекта проектирования Завод по переработке нефти, мазутов и тяжёлого углеводородного сырья мощностью 1500 тысяч тонн в год по сырью.
3 Назначение предприятия
3.1. Прием, хранение и переработка углеводородного сырья.
3.2. Реализация нефтепродуктов и сопутствующих товарных продуктов переработки углеводородного сырья
4 Вид строительства Новое строительство.
5 Местоположение площадки строительства
6 Заказчик — АО «НПЗ»
7. Наименование проектной организации ООО «ПриволжскНИПИнефть»
9. Стадийность проектирования Двустадийное. Проектная документация. Рабочая документация
10 Режим работы предприятия Непрерывный – 8400 часов (350 дней). Количество смен в сутки – 3 Продолжительность смены — 8 часов
11 Исходные данные для разработки проекта Требования к характеристикам сырья: Согласно Приложению 1. «Анализы качества отработанных масел дизельных двигателей»
12 Мощность, выход товарной продукции.
12.1. Мощность завода 1500 тыс.т/год (1,5 млн тонн/год) по сырью
12.2. Продукция пускового комплекса первой очереди:
а) Газ топливный по СТП
б) Легкая фракция коксования, (нафта) поставляемая на экспорт по ТУ 38.1011303-90
в) Судовые топлива по ISO 8217:2010
г) Сера техническая гранулированная по ГОСТ 127.3-1 д) Котельное топливо по ISO 3448–75 (СТП).
е) Азот и углекислый газ
12.3 Продукция пускового комплекса второй очереди:
Наименование этапов задания: Содержание этапов
а) Газ топливный по СТП
б) Нафта стабильная гидроочищенная по СТП
в) Дизельное топливо по EN-590:2001 (ИSО 12156-1)
г) Котельное топливо по СТП
д). Сера техническая гранулированная по ГОСТ 127.3-1
13. Состав проектируемого НПЗ.
13.1. Технологические блоки НПЗ в составе основного производства с указанием их мощности, тыс. т/год. Первый пусковой комплекс:
13.1.1. Блок первичной очистки углеводородного сырья с выделением углеводородного концентрата, воды и газа 500
13.1.2. Блок фракционирования (ЭЛОУ-АТ)
13.1.3. Блок вакуумной перегонки масла
13.1.4. Блок замедленной термической конверсии тяжелой газойлевой фракции
13.1.5. Блок стабилизации бензина
13.1.6. Блок стабилизации судовых топлив
13.1.7. Блок получения и гранулирования серы
13.1.8. Блок получения инертного газа Второй пусковой комплекс: 1.1.1. Блок фракционирования (ЭЛОУ-АТ)
1.1.2. Блок замедленной термической конверсии тяжелой газойлевой фракции
1.1.1. Блок гидроочистки широкой дистиллятной фракции
1.1.2. Блок производства водорода
13.2. Объекты общезаводского хозяйства
13.2.1. Операторная
13.2.2. Заводская лаборатория
13.2.3. Закрытая факельная установка
13.2.4. Установка гранулирования серы
13.2.5. Склад тарного хранения серы
13.2.6. Реагентное хозяйство с насосной и ёмкостями производительностью 18 м3/час
13.2.7. Товарно-сырьевые парки:
а) Сырьевой парк НПЗ
б) Товарный парк светлых нефтепродуктов: Бензин, Дизельное топливо (СМТ)
в) Резервуары темных нефтепродуктов 4 х 3000 м3, 3 х 10000 м3 + 2 х 20000 м3 Котельное топливо печное
13.2.8. Реагентное хозяйство с насосной и ёмкостями
13.2.9. Общезаводские насосные:
а) Насосная слива сырья с 3-мя насосами
б) Насосная налива светлых с 2-мя насосами
в) Насосная сырьевого парка с 2-мя насосами.
Сливно-наливные эстакады: 3 х 5000 м3 220 м2 162 м2 162 м2 162 м2
а) Железнодорожные сливо-наливные эстакады: количество стояков – для слива сырья (по 25 на две стороны АСН) 50 – для налива дизельного топлива (СМТ) (по 25 на две стороны АСН) 50 – для налива нафты стабильной 2 
13.2.10. Административно-бытовой корпус со вспомогательными помещениями (проходной, здравпунктом, столовой, санитарно-бытовыми помещениями) до 1700 м2
13.2.11. Товарно-транспортнаяпроходнаяиконтрольно-пропускные пункты
13.2.12. Ремонтно-механическая мастерская
13.2.13. Склад МТС
13.2.14. Система пожаротушения завода в составе: насосная станция пенотушения; склад пенообразователя; автоматическое пенное пожаротушение насосных ; резервуары противопожарного запаса воды; насосная станция водяного пожаротушения; лафетные стволы на площади; система пенного пожаротушения Ж/д АСН ; сети пожарного водовода ; сети раствора пенообразователя
13.2.12. Очистные сооружения в составе: установка очистки дымовых газов от диоксида серы с получением инертных газов ; локальная станция очистки хозбытовых стоков ; локальные сооружения очистки промстоков ; очистные сооружения ливневых стоков ; сети ливневой канализации ; сети канализации промстоков
13.2.13.Электроснабжение: ; энергоблок 13 МВт эл. энергии +8Гкал тепла ; электрогенератор на топливных элементах ; электрические распределительные устройства (РУ) на 2000 кВт 13.2.14. Теплоснабжение в составе энергоблока: паровой котёл на 9 тн/час; 0,8 Мпа ; водогрейный котёл теплофикационной воды 115/70 1 ед.
13.2.15. Топливоснабжение: блок пускового и резервного топлива
13.2.16. Компрессорная инертного газа и воздуха КИПиА
13.2.17. Инженерные сети и коммуникации: сети технологических трубопроводов; сеть газообразного топлива ; сети электроснабжения 0,4 кВ ; сети теплофикационной воды ; сети инертного газа ; сети водопроводов и пенопроводов ; сети канализации промливневых стоков ; сети аварийного сброса газо-жидкостных сред 450 нм3/час 3500 пм 400 пм 2500 пм 2000 пм 1600 пм 2700 пм 1900 пм 300 пм 2 количество стояков 4 5 2 2х54 м2 288 м2 216 м2 144 м2 36 м2 170 м2 3000 м3 144 м2 7000 м2 1000 м2 2400 пм 1800 пм 2 т.т./год 25 м3/сут 100 м3/сут 140 м3/сут 1800 пм 450 пм 13 МВт/8ГКал 200 КВт 16 ячеек 2 ед. 
Наименование этапов задания: Содержание этапов
— сети КИПиА; сети (АСУТП) ; сети связи, радиофикации и система оповещения ГО ; наружное освещение автодорог, площадь ; пожарная сигнализация, охранная сигнализация ; молниезащита зданий и сооружений
13.2.18. Внутризаводские автодороги и тротуары
13.2.19. Железнодорожные пути внутриплощадочные
13.2.20. Ограждение периметра с освещением
13.2.21.Система видеонаблюдения
13.2.22. Генеральный план и транспорт площадь
13.2.23. Тепловая изоляция резервуаров
13.2.24. Тепловая изоляция трубопроводов
13.2.25. Тепловая изоляция оборудования 3800 пм 300 портов 18 га 18 га 28 объектов 28 объектов 1800 пм 1440 пм 2000 пм 50 ВК 18 га 7 ед. 5400 пм 18 ед.
14 Потребность в инженерных изысканиях Инженерно-геодезические, инженерно-геологические, инженерно- гидрометеорологические и инженерно-экологические изыскания для проектирования выполняются на основании разбивочного плана завода.
15 Требования к разработке природоохранных мероприятий
Раздел проекта «Перечень мероприятий по охране окружающей среды» выполняется в соответствии с требованиями локальных норм РФ.
16. Требования по разработке ИТМ ГО и ИТМ ЧС при проектирование НПЗ.
Разделы ИТМ ГО и ЧС выполняются по условиям и требованиям МЧС РФ.
17. Требования по выполнению исследований и конструкторских разработок. Не требуется
18 Требования к разработке декларации промышленной безопасности. Декларация промышленной безопасности разрабатывается в составе проектной документации.
19 Исходные данные для проектирования, предоставляемые Заказчиком
19.1. Сырьё в количестве 40 литров;
19.2. План земельного участка с существующими инженерными сетями, коммуникациями и сооружениями (масштаб 1:500) согласованного с владельцами указанных инженерных сетей и коммуникаций;
19.3. Технические условия на энергоснабжение, газоснабжение, водоснабжение, водоотведение, присоединение к действующим железнодорожным путям, с указанием точек подключения;
19.4. Паспортные данные на приобретаемое Заказчиком оборудование (габаритно- привязочные размеры и их веса. Электротехнические параметры и характеристики по насосно- компрессорному оборудованию).
19.5. Условия порта и местного органа самоуправления, которые требуется учесть при проектировании.
19.6. Условия соответствующих министерств и ведомств РФ.
20 Особые условия проектирования
20.1. Задание на проектирование подлежит корректировке в случае изменения Заказчиком требований по объёму переработки,
20.2. Проектное присоединение внешних инженерных сетей и коммуникаций завода осуществляется в соответствии с техническими условиями порта.
20.3. Для исключения переделок проектной документации основные технические решения согласовываются до начала разработки рабочей документации.
20.4. Заказчик заключает лицензионные договоры с лицензиарами и договор конфиденциальности по представлению их Проектировщику. Документация, предоставляемая лицензиарами, интегрируется в проекте Проектировщиком.
20.5. Состав и разделы проектной документации выполняются в соответствии с нормами ЕС.
20.6. Доставка сырья на завод и отгрузка готовой продукции с завода осуществляется морским паромом, железнодорожным и специальным автомобильным транспортом.
20.7. Выполнить проект организации строительства 14 га
20.8. К данному заданию могут быть приложения с условиями и требованиями, на основании общественных слушаний и согласований проектной документации первого этапа с соответствующими ведомствами и службами города, необходимые для отражения в проектной документации.
20.9. Мощность энергоблока по пункту
13.2.13. будет уточнена после разработки базового проекта технологической части завода 21 Требования по составлению сметной документации Сметная документация составляется в местных ценах РФ.
22. Количество экземпляров передаваемой документации — Готовую документацию выдать в 4-х экз. на бумажном носителе и в одном экземпляре на электронном носителях.
Основные понятия.
Переработка нефти.
Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.
Первичные процессы.
Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей — этот процесс называется первичной сепарацией нефти[1].
Подготовка нефти.
Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
Атмосферная перегонка.
Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.
Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти
ПРЕДЕЛЫ ВЫКИПАНИЯ, °С ВЫХОД ФРАКЦИИ, % (МАСС.)
Газ 1,1 %
Бензиновые фракции
62—85°С 2,4%
85—120°С 4,5%
120—140°С 3,0%
140—180°С 6,0%
Керосин
180—240°С 9,5%
Дизельное топливо
240—350°С 19,0%
Мазут 49,4%
Потери 1,0%
Вакуумная дистилляция.
Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.
Вторичные процессы.
Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
Вторичные процессы при проектирование НПЗ можно разделить на 3 вида:
Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т.д.
Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т.д.
Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т.д.
Риформинг.
Каталитический риформинг — каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[2]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.
Каталитический крекинг.
Каталитический крекинг — процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.
Гидрокрекинг.
Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).
Коксование.
Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.
Изомеризация.
Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.
Алкилирование.
Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.
Установка ЭЛОУ-АВТ.
Парк средств КИП и А составляют преимущественно приборы с пневматической передачей данных системы ГСП. Физически изношенные схемы управления электрооборудованием не обеспечивали его защиту и приводили к частым остановкам процесса.
Основной сложностью при разработке проекта реконструкции бывает отсутствие у заказчика части архивной документации и большое количество незадокументированных изменений, выполненных в процессе эксплуатации. Специалистами проектного института ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняют по месту замеры и эскизы узлов трубопроводов с установленными средствами КИП и А, привязка установленных полевых шкафов к планам расположения технологического оборудования, определение фактического положения трубопроводов системы обогрева средств КИП и А.
Технологическая часть.
Замена тарелок и расчет новых режимов работы колонн ректификации К-2 (отбензиненной нефти) и К-10 (мазута) для повышения чистоты разделения фракций.
— Увеличение КПД нагревательных печей П1/1, П1/2, за счет организации дополнительной конвективной зоны для подогрева нефти и использования рекуперации тепла отходящих дымовых газов.
— Увеличение КПД нагревательных печей П1/3, П3, за счет подогрева подаваемого в топку воздуха теплом отходящих дымовых газов.
— Подбор эффективных реагентов-деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий. Установка эффективных смесителей перед электродегидраторами первой и второй ступеней.
— Трубная переобвязка системы теплообменников с изменением схем движения теплоносителей, для более эффективного охлаждения циркуляционного орошения части колонн.
— Установка подземной емкости аварийного опорожнения с погружными насосами.
— Разделение установки на блоки по вызрыво-пожароопасности, расчет энергетических потенциалов, установка межблочной отсекающей арматуры.
Система электроснабжения.
-Модернизация существующего РУ кВ c заменой масляных выключателей и релейной защиты, на оборудование «Schneider Electric», установка конденсаторных батарей 6 кВ;
-Подбор и установка частотных преобразоватей без ущерба для характеристик сети;
-Реконструкция системы электроосвещения. Расчет стабилизаторов напряжения (СПН) для соблюдения нормативных характеристик электросети и поддержания уровня освещенности, регламентированного СНиП;
-Замена щита управления электроприводами (ЩСУ) задвижек и насосов;
-Разработка схемы электроснабжения технических средств автоматизации, относящихся к приемникам I категории.
Средства КИП и А.
-Замена устаревших приборов на современные, производства Yokogawa, VEGA, Endress-Hauser.
— Приведение НПЗ к нормам до норм ПБ 09-540-03, 09-563-03. Установка датчиков загазованности Drager, быстродействующих отсечных клапанов Emerson. Дополнительный контроль критических параметров процессов и работы оборудования.
-Экологический контроль состава дымовых газов (O2, CO2, NOx, SO2, CO), выбрасываемых в атмосферу после комплекса печей П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-3, многокомпонентным анализатором Modcon.
-Оптимизация процессов горения в топках печи, организация регулирования с коррекцией по концентрации O2 и СО в отходящий газах.
-Непрерывный автоматический анализ качества выходной продукции (легкий бензин, бензин, керосин) по диапазонам температуры кипения фракций, определяемым поточным анализатором Modcon.
-Организация коммерческого учета сырой нефти и выходных нефтепродуктов с применением высокоточных средств измерения производства Emerson, Yokogawa.
-Организация хозяйственного учета промежуточных потоков между аппаратами. Расчет прямых участков и сужающих устройств.
-Аттестация узлов. Расчет материальных баллансов. Автоматизированная система управления
Для достижения запланированной производительности установки и стабильно высокого качества продукции были выполнены все работы по проектированию и внедрению «под ключ» АСУ ТП на базе оборудования производства Yokogawa.
Установки первичной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6.
Проект полной или частичной модернизации установок первичной перегонки нефти на основании технической целесообразности и пожеланий Заказчика.
Установки атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки нефти типа ЭЛОУ АВТ-6, АВТ–5, АТ и другие являются головными установками переработки нефти на всех нефтеперерабатывающих заводах.
На этих установках перерабатывается или вся поступающая на НПЗ нефть, например на установках ЭЛОУ АВТ-6 мощностью в 6 млн.тонн в год или её основная часть.
При этом надежность и стабильная работа установок первичной переработки нефти имеет чрезвычайное значение для успешной работы НПЗ в целом.
В период с 1976 по 1989 г. в странах СНГ было построено 12 установок ЭЛОУ АВТ-6:
Строительство этих установок представляло в своё время значительный технический прогресс в нефтепереработке и являлось существенным шагом вперед по сравнению с эксплуатируемыми тогда в СССР установками первичной переработки нефти.
Однако, время проходит быстро и на сегодня минимальный срок эксплуатации этих установок уже составляет 20 лет, а максимальный – более 30 лет.
Из-за большого срока эксплуатации некоторые узлы этих установок устарели и физически и морально. По нашим расчетам на многих НПЗ износ изначально поставленного и не замененного технологического оборудования должен составлять не менее 80 – 100%, а на некоторых установках и более.
Таким образом, необходимость модернизации установок ЭЛОУ АВТ-6 является очевидной и стратегической задачей для обеспечения бесперебойной работы НПЗ в будущем.
Но при этом возникает вопрос выбора наиболее приемлемого варианта модернизации для каждого НПЗ в отдельности, что само по себе является непростой задачей.
По нашему опыту возможны 3 основных варианта решения проблем модернизации этих установок:
Осуществление кардинальной модернизации с заменой всех критических и устаревших узлов установки на современное высокоэффективное оборудование и системы.
Замена старого оборудования новыми образцами тех же моделей, если это еще возможно. В ряде случаев сделать это уже невозможно, поскольку компании производители старого оборудования более не существуют на рынке.
Комбинирование вариантов 1 и 2 с осуществлением поэтапной модернизации и заменой старого оборудования на современное.
Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет проекты НПЗ по всем трем вариантам на примере установок ЭЛОУ АВТ-6:
Механическая часть:
Печи ( П1/1, П1/2, П1/3 ): При малой загрузке установки возможно осуществить переобвязку потоков печей с отсечением одной печи в качестве резервной из основной технологической схемы.
В частности разработано и внедрено более 15-ти новых технологических схем по улучшению теплообменных процессов на установке ЭЛОУ АВТ-6, что позволяет сэкономить около 15.000 т / год условного топлива.
Змеевики и фитинги: замена осуществляется с использованием подбора изначального типа материалов в соответствие с нормами стандартов ASTM и DIN.
Футеровка: осуществление модернизации с использованием новых современных материалов и конструкций.
Горелки: замена старых горелок на новые с автоматической системой погашения пламени.
Сажедувочные аппараты: использование новой улучшенной модели (старая модель более не выпускается).
Трансферные и шлемовые линии: приведение размеров и обозначений используемых материалов в соответствие с нормами ASTM и DIN.
Дымососы: использование новой более компактной конструкции:
· значительно меньшие размеры и вес
· меньшая мощность двигателя при одинаковой производительности,
(число оборотов 740 /мин. против 590 /мин.)
· более высокий КПД –76,5% против 72%
Стоимость новой модели ниже стоимости старой.
Насосное хозяйство: представляет собой один из ключевых узлов установки и требует особо тщательной проработки вопросов замены
Модернизация НПЗ может быть осуществлена по нескольким вариантам:
Вариант 1:
· Поставка новых насосов старой, многоступенчатой конструкции с комплектацией новыми двойными торцевыми уплотнениями.
· Ремонт насосов старой конструкции с оснасткой двойными торцевыми уплотнениями.
Эти варианты рекомендуются использовать при частичной замене одного или двух насосов в каждой технологической позиции.
Преимущества: не требуется менять обвязку и эксплуатационные условия.
Недостатки: в будущем могут возникнуть проблемы с запчастями.
Вариант 2:
Поставка новых малогаборитных (одно- / двухступенчатых) насосов новой конструкции.
Этот вариант рекомендуется использовать при осуществлении коренной модернизации насосного хозяйства и полной замене всех насосных агрегатов во всех технологических позициях.
Преимущества: меньшие эксплуатационные расходы благодаря меньшему потреблению энергии, несложному обслуживанию и ремонту (использования картриджных торцевых уплотнений) и компактности конструкции; индивидуальному выбору материалов корпуса, рабочих колес и вала для насосов к отдельным технологическим позициям с учетом особенностей эксплуатационных условий и среды.
Значительно более низкая стоимость и экономичность насосов полностью компенсирует затраты на установку и обвязку новых насосов.
Атмосферные и вакуумные колонны:
Вакуумные колонны: модернизация старой пароижекторной вакуумсоздающей системы на вакуумно-гидроциркуляционную систему.
Индивидуальный подбор типа и толщины материалов пакетов / насадок для различных секций по высоте колонны.
Преимущества: В результате модернизации выход светлых продуктов увеличивается на 1,6%, а высококачественного вакуумного газойля — на 5,3%. Годовой расход теплоэнергии уменьшается на 69.000 Гкал.
Общий экономический эффект по предварительным расчетам составляет более 10 млн. USD.
Атмосферные колонны: оптимизация конструкции тарелок и разработка новых конструкций внутренних сегментов , подбор типа материалов тарелок, балок, крепёжных элементов и др. комплектующих для различных секций по высоте колонны.
Котлы – утилизаторы: Экономайзеры
Разработка новой, простой конструкции экономайзера с предварительной сборкой на заводе – изготовителе и несложной заключительной досборкой при монтаже.
Преимущества: высокая надежность благодаря использованию стального сердечника для чугунных ребристых элементов и исключению в новой конструкции практически всех фланцевых соединений.
Стоимость новой конструкции ниже старой.
Электрическая часть.
В этой части наблюдается сильный моральный и физический износ комплектующего оборудования, в особенности систем сигнализации и блокировок всей установки.
Электрическая часть может быть модернизирована поэтапно с заменой, в первую очередь, комплектующих с критической степенью износа (в частности, электродвигатели, трансформаторы, различные реле, контакторы, изоляторы и другое оборудование).
В этой части ситуация очень критическая , поскольку большинство комплектующих старой модели больше не выпускается и по этой причине поставка новых комплектующих старой конструкции, заменяющих старые, практически уже не возможно. В критических случаях следует искать замену среди аналогов.
КИП.
Одна из самых важных, морально и физически устаревших частей установки и поэтому требующей незамедлительной модернизации.
И этом случае модернизация может быть осуществлена по нескольким вариантам:
Вариант 1: Замена используемых пневматических и других комплектующих на новые старой модели (регуляторы, преобразователи и т.д.).
Этот вариант рекомендуется использовать для кратковременного решения существующих технических проблем при отсутствии средств для проведения коренной модернизации.
Вариант 2: Перевод всей установки на современную электронную систему управления
Этот вариант рекомендуется использовать для разового кардинального решения всех проблем системы управления установки, поскольку использование пневматических средств управления на мощных современных установках не оправдано ни технически и ни экономически.
Преимущества:
· Существенное увеличение надежности работы и сокращение времени
останова и пуска установки
· Снижение стоимости эксплуатации и обслуживания как всей установки в
целом, так и системы управления в отдельности
· Возможность увеличения производительности установки по сырой нефти
· Многочисленные другие преимущества
Из вышеприведенного видно, что модернизация установок первичной переработки нефти на примере установки ЭЛОУ АВТ-6 является необходимым мероприятием для НПЗ на пути решения долгосрочных задач по уменьшению эксплуатационных расходов, улучшению безопасности и надежности, увеличению производительности, и тем самым снижению себестоимости выпускаемых нефтепродуктов и увеличению, в конечном итоге прибыли предприятия.
Конкретно внедрение вышеуказанных мероприятий позволяет увеличить выход светлых нефтепродуктов как минимум на 1,9% и снизить себестоимость производства более чем на 2%.
Проектный институт ООО «ПриволжскНИПИнефть» осуществляет комплексную реализацию модернизационных проектов принимая на себя единую ответственность за разработку и подбор оборудования.
Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-563-03.
Настоящие Правила распространяются на все действующие, проектируемые и реконструируемые нефтегазоперерабатывающие и нефтехимические производства, включая опытно-промышленные установки и малогабаритные блочно-модульные установки (мини-НПЗ).
Технологические процессы следует разрабатывать на основании исходных данных на технологическое проектирование в соответствии с требованиями обеспечения промышленной безопасности.
Для всех действующих и вновь вводимых в эксплуатацию производств, опытно-промышленных, опытных установок и мини- НПЗ разрабатываются и утверждаются в установленном порядке технологические регламенты. Состав и содержание разделов технологических регламентов должны соответствовать установленным требованиям на технологический регламент на производство продукции нефтеперерабатывающих производств.
На взрывопожароопасных производствах или установках не допускается проведение опытных работ по отработке новых технологических процессов или их отдельных стадий, испытанию головных образцов вновь разрабатываемого оборудования, опробованию опытных средств и систем автоматизации без разработанных дополнительных мер, обеспечивающих безопасность работы установки и проведения опытных работ.
Сбросы газов от предохранительных клапанов, установленных на сосудах и аппаратах с взрывоопасными и вредными веществами, должны направляться в факельные системы.
Сброс нейтральных газов и паров из технологической аппаратуры в атмосферу следует отводить в безопасное место. Высота выхлопного стояка (свеча) должна быть не менее чем на 5 м выше самой высокой точки (здания или обслуживающей площадки наружной аппаратуры в радиусе 15 м от выхлопного стояка). Минимальная высота свечи должна составлять не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки.
Склады сжиженных газов (СГ), легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) под давлением должны соответствовать установленным требованиям безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением.
Необходимость применения и тип систем пожаротушения взрывопожароопасных объектов определяются проектной организацией в соответствии с установленными требованиями по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Для обеспечения гидравлической устойчивости работы системы обогревающих спутников, работающих на теплофикационной воде, необходимо устанавливать ограничительные шайбы на каждом спутнике. Диаметры отверстий шайб определяются расчетом.
Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны находиться в удобной и доступной для обслуживания зоне.
Места расположения предохранительных клапанов должны быть оборудованы площадками, обеспечивающими удобство их обслуживания.
Выбор, установка и техническое обслуживание предохранительных устройств должны соответствовать требованиям нормативно-технических документов в области промышленной безопасности.
Пуск установки должен производиться в строгом соответствии с технологическим регламентом. Основанием для пуска установки является приказ по предприятию, в котором устанавливаются сроки пуска и вывода на режим, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ. На ответственных за пуск лиц возлагается организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим эксплуатации с обеспечением мер безопасности.
Перед пуском нефтеперерабатывающей установки должна быть проверена работоспособность всех систем энергообеспечения (тепло-, водо-, электроснабжение, снабжение инертными газами), систем отопления и вентиляции и др., а также готовность к работе факельной системы, обслуживающей данную установку.
Перед пуском и после остановки оборудования с учетом особенностей процесса должна предусматриваться продувка инертным газом или водяным паром, с обязательным контролем за ее эффективностью путем проведения анализов.
Остаточное содержание кислорода после продувки оборудования и трубопроводов перед первоначальным пуском и после ремонта со вскрытием оборудования и трубопроводов должно исключать возможность образования взрывоопасной концентрации применяемых горючих веществ.
Содержание горючих веществ в аппарате после продувки инертным газом при подготовке его к ремонту не должно превышать предельно допустимой концентрации в воздухе рабочей зоны.
Работы, связанные с применением метанола, должны производиться в соответствии с требованиями безопасности, предъявляемыми к организации работ с применением метанола.
Проливы продуктов на поверхность пола обрабатываются и удаляются в соответствии с установленными технологическими регламентами.
Специфические требования к отдельным технологическим процессам
Электрообессоливающие установки ЭЛОУ
Электрооборудование электрообессоливающей установки должно быть во взрывозащищенном исполнении и эксплуатироваться в соответствии с нормативными документами по эксплуатации электроустановок.
Электродегидратор должен иметь блокировку на отключение напряжения при понижении уровня нефтепродукта в аппарате ниже регламентированного.
Дренирование воды из электродегидратора и отстойника должно осуществляться в автоматическом режиме закрытым способом.
Установки атмосферно-вакуумные и термического крекинга
За содержанием подтоварной воды в подаваемом на установку нефтепродукте осуществляется постоянный контроль, и ее количество не должно превышать предельно допустимую величину, установленную проектом.
Запрещается пуск вакуумной части атмосферно-вакуумной установки на сырой нефти.
Регулировка подачи воды в барометрический конденсатор должна исключать унос отходящей водой жидкого нефтепродукта.
Контроль и поддержание регламентированного уровня жидкости в промежуточных вакуум-приемниках должны исключать попадание горячего нефтепродукта в барометрический конденсатор по уравнительному трубопроводу.
За работой горячих печных насосов должен быть установлен постоянный контроль. Снижение уровня продукта в аппаратах, питающих насосы и (или) сброс давления до предельно допустимых величин, установленных регламентом, необходимо обеспечить световой и звуковой сигнализацией.
Каталитические процессы.
Работы по загрузке катализатора должны быть механизированы.
Персонал, занятый загрузкой катализатора, оснащается двусторонней телефонной или громкоговорящей связью.
При загрузке, выгрузке, просеивании катализатора персонал должен пользоваться респираторами, защитными очками, рукавицами и соблюдать требования безопасности при обращении с катализатором в соответствии с техническими условиями поставщика конкретного катализатора.
По окончании операций по загрузке, выгрузке, просеиванию катализатора спецодежду необходимо очистить от катализаторной пыли и сдать в стирку. Просыпавшийся на площадку катализатор должен быть убран.
Операции по подготовке реактора к загрузке и выгрузке катализатора производятся в соответствии с технологическим регламентом.
Не допускается выгрузка из реактора катализатора в нерегенерированном или в непассивированном состоянии.
Вскрытие реактора производится в соответствии с технологическим регламентом, техническими условиями завода — изготовителя реактора и в соответствии с требованиями разработанной организацией инструкции.
Проверка реактора, загруженного катализатором, на герметичность производится в соответствии с технологическим регламентом.
Перед регенерацией катализатора система реакторного блока должна быть освобождена от жидких нефтепродуктов и продута инертным газом до содержания горючих газов в системе не более 3,0 % об.
Пуск и эксплуатация реактора должны производиться в соответствии с инструкциями завода-изготовителя и технологическим регламентом.
Отбор проб катализатора производится в соответствии с технологическим регламентом и инструкцией по отбору проб, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.
Система реакторного блока перед пуском и после ремонта должна быть продута инертным газом до содержания кислорода в системе не более 0,5 % об.
Перед подачей водородсодержащего газа система должна быть испытана азотом на герметичность при давлении, равном рабочему.
Скорость подъема и сброса давления устанавливается проектом и отражается в технологическом регламенте.
Необходимо предусматривать аварийный сброс давления из системы реакторного блока в экстремальных ситуациях. Режим аварийного сброса и действие обслуживающего персонала должны указываться в проекте и технологическом регламенте.
Производство нефтяного кокса — замедленное коксование
Открытие крышек горловин коксовой камеры должно производиться только после продувки ее водяным паром для удаления паров нефтепродуктов и охлаждения коксовой массы водой до температуры вверху камеры, установленной проектом и технологическим регламентом, но не выше 60 °С. Вода после охлаждения кокса должна быть удалена.
Перед началом разбуривания кокса необходимо проверить:
механизмы буровой установки и исправность их ограждений;
работу вытяжной вентиляции блока коксовых камер;
подготовленность камеры к вскрытию, а именно — температуры стенок, отключение камеры от остальной системы задвижками, отсутствие воды;
исправность связи и сигнализации.
При обнаружении каких-либо неисправностей не допускается приступать к разбуриванию кокса.
Насос высокого давления, подающий воду для гидрорезки кокса, должен быть снабжен блокировкой, отключающей его двигатель при повышении давления в линии нагнетания насоса выше установленного, и блокировкой верхнего положения штанги буровой установки.
Во время гидрорезки находиться в непосредственной близости к шлангу для подачи воды высокого давления запрещается.
Бурильная лебедка должна иметь исправную тормозную систему и противозатаскиватель талевого блока под кронблок.
Верхняя рабочая площадка возле люка каждой камеры должна быть оборудована системой подачи пара для обогрева бурового инструмента и оборудования в зимнее время.
Стояки, подающие воду от насосов высокого давления на гидрорезку кокса в зимнее время, должны быть освобождены от воды после каждой гидрорезки.
Независимо от наличия блокировки, при работе лебедки или ротора бурильщик должен находиться у поста управления.
3.6. Смешение бензинов с этиловой жидкостью
3.6.1. Хранение, перевозка и применение этиловой жидкости и этилированного бензина должны производиться в соответствии с требованиями безопасности, предъявляемыми к проведению работ с этиловой жидкостью.
3.6.2. Допуск лиц к работе с этиловой жидкостью осуществляется в установленном порядке.
3.6.3. Территория этилосмесительной установки (ЭСУ) и место слива этиловой жидкости должны быть ограждены. Доступ посторонних лиц на установку, к месту слива и хранения этиловой жидкости не допускается.
3.6.4. Общеобменная вентиляция в помещениях, где хранится этиловая жидкость и производится работа с ней, должна работать постоянно. Перед входом в помещение необходимо убедиться, что вентиляция работает.
3.6.5. Загрязненные полы и стены помещений, выполненные из бетона, гладкой плиты, камня, резины, необходимо дегазировать в течение 20 мин. кашицей хлорной извести, затем омыть раствором соды (мыла).
3.6.6. Металлические поверхности обезвреживаются керосином.
3.6.7. Операции с этиловой жидкостью, в том числе и приготовление этилированного бензина, необходимо производить в герметичной аппаратуре, исключающей возможность контакта персонала с этиловой жидкостью.
3.6.8. Емкости-хранилища этиловой жидкости должны быть оборудованы не менее чем тремя измерителями верхнего и нижнего уровней. Сигнализация верхнего предельного уровня должна осуществляться от двух измерителей уровня, сигнализация предельного нижнего уровня — от одного измерителя. Перед заполнением емкостей этиловой жидкостью необходимо проверить их подготовленность. Вновь смонтированные емкости и емкости после ремонта должны быть проверены на герметичность и продуты инертным газом. В неподготовленные и неисправные емкости слив этиловой жидкости не допускается.
3.6.9. Прием этиловой жидкости в емкость должен производиться под слой жидкости. Вытесняемые из емкости-хранилища пары должны быть пропущены через систему очистки от тетраэтилсвинца.
3.6.10. Емкость, в которую производится слив этиловой жидкости, должна иметь свободный объем для приема всей этиловой жидкости и должна быть оборудована азотным дыханием. Емкость следует заполнять не более чем на 90 % ее объема.
3.6.11. Слив этиловой жидкости из железнодорожных цистерн производится путем передавливания инертным газом (азотом) только в дневное время в присутствии руководителя этилосмесительной установки или лица, его замещающего.
3.6.12. Не допускается осуществлять слив этиловой жидкости совместно с другими продуктами.
3.6.13. Слив этиловой жидкости из железнодорожных цистерн производится на специально оборудованных площадках.
3.6.14. Запрещается слив этиловой жидкости из железнодорожных цистерн в бочки.
3.6.15. После слива этиловой жидкости железнодорожную цистерну, контейнер необходимо промыть 2-3-кратным заполнением их ч истым бензином, который должен вытесняться инертным газом (азотом) в свободную емкость.
3.6.16. При разливе этиловой жидкости необходимо надеть защитный костюм, изолирующий противогаз, резиновые сапоги, фартук, перчатки; в закрытом помещении включить аварийную вентиляцию; участок разлива этиловой жидкости дегазировать и промыть водой. Все работы на установке прекращаются после полной дегазации и уборки этиловой жидкости.
3.6.17. Перед проведением работ внутри емкости для этиловой жидкости необходимо слить из емкости этиловую жидкость, промыть путем 2-3-кратного заполнения ее чистым бензином, отглушить от действующих коммуникаций стандартными заглушками, пропарить с последующей конденсацией пара в холодильнике. Пропаривание можно считать законченным, когда в водяном конденсате после холодильника в результате анализа не будет обнаруживаться тетраэтилсвинец. После проведения указанных операций емкость должна быть проветрена и затем промыта водой. Дальнейшая работа в емкости производится в соответствии с установленным порядком по организации и безопасному проведению газоопасных работ.
3.6.18. Для быстрой смены спецодежды в случае ее загрязнения этиловой жидкостью необходимо иметь запасные комплекты спецодежды, белья, спецобуви и противогазов из расчета один комплект на трех одновременно работающих.
Хранение запасных комплектов осуществляется в отдельном шкафу в операторной ЭСУ под пломбой.
Работать в домашней одежде, обуви и белье не допускается.
3.7. Мини-НПЗ
3.7.1. Проектирование, строительство и эксплуатация мини-НПЗ осуществляются в соответствии с требованиями нормативно-технической документации для нефтеперерабатывающих производств и требований правил промышленной безопасности.
3.7.2. Помещение управления мини-НПЗ следует размещать от взрывоопасных объектов на расстоянии не ближе установленного для 3-го класса зоны разрушения и должно соответствовать устойчивости к воздействию ударной волны не менее 28 кПа.
3.7.3. Аппараты колонного типа должны быть защищены на высоту до 4 метров от воздействия внешних высоких температур.
3.7.4. Проектной организацией производится при необходимости разбивка технологической схемы на блоки, для каждого блока произведена оценка энергетического уровня, определены категории взрывоопасности блоков и выполнены соответствующие требования по обеспечению минимального уровня взрывоопасности технологического блока.
3.7.5. В составе мини-НПЗ следует предусматривать собственные очистные сооружения или сборники-накопители промышленных стоков.
3.7.6. Дренажные сливы и (или) утечки из аппаратуры и трубопроводов направляются в дренажную емкость или специальные сборники с последующей эвакуацией в очистные сооружения или сборники-накопители промышленных стоков.
3.7.7. В качестве средств для продувки оборудования допускается использовать инертные газы в баллонах. Минимальный запас инертного газа следует рассчитывать из условия обеспечения остановки мини-НПЗ и перевода объекта в безопасное состояние, т. е. отсутствие в системе взрывоопасных концентраций парогазовоздушных смесей.
3.7.8. При определении запасов воды для пожаротушения и защиты оборудования на мини-НПЗ исходят из расчета обеспечения необходимым расходом воды с учетом работы передвижной пожарной техники, но не менее 170 л/с.
3.7.9. Системы пожаротушения взрывоопасных объектов (насосных, наружных сооружений, товарно-сырьевых парков и т.п.) предусматриваются как стационарные, так и с использованием передвижной пожарной техники.
3.8. Контактная очистка масел отбеливающими глинами
3.8.1. При подаче молотой глины в смеситель должна быть обеспечена герметичность всех соединений подающего трубопровода и аппарата.
3.8.2. Смесители оборудуются приборами контроля уровня масла. Замер уровня рейкой или иным ручным способом не допускается.
3.8.3. Перед пуском в эксплуатацию фильтр-пресс должен быть опрессован воздухом. Режим опрессовки устанавливается технологическим регламентом.
3.8.4. Промывка дисков фильтра производится в специальном помещении, оборудованном ваннами с подводом горячей воды.
3.9. Производство метилтретбутилового эфира (МТБЭ)
3.9.1. Аппараты и резервуары с обращающимися в них метанолом и МТБЭ должны иметь азотное дыхание.
3.9.2. Скорость подъема температуры в кубе реакционно-ректификационных аппаратов не должна превышать 20 °С в час.
3.9.3. Во избежание забивки реакторов вследствие образования олигомеров изобутилена в случае прекращения подачи метанола в реактор должна быть предусмотрена блокировка по расходу метанола с прекращением подачи сырья (фракции С-4), а также предусмотрен контроль и регулирование температуры по слоям катализатора в реакторе для предотвращения «спекания» катализатора.
3.9.4. Для сбора метанола и стоков, содержащих метанол, в составе установки предусматривается специальная емкость.
3.9.5. Если в составе производства имеется стадия предпусковой подготовки катализатора, то катализатор необходимо промывать раствором щелочи для нейтрализации свободной серной кислоты.
3.9.6. Перед выгрузкой отработанного катализатора из реакторов необходимо провести промывку (пропарку) его от метанола водой с последующей продувкой азотом. Промывочные воды (конденсат) направляются на локальные очистные сооружения.
3.9.7. В случае пролива метанола на территории установки необходимо смыть его большим количеством воды и направить на локальные очистные сооружения.
3.9.8. Анализ сточных вод, отводимых с локальных очистных сооружений в промышленную канализацию, на содержание в них метанола и щелочи производится по графику, утвержденному техническим директором (главным инженером) организации.
3.10. Селективная очистка масляных дистиллятов
3.10.1. Сброс воды из резервуаров с растворителями производится в специальную емкость с последующим ее направлением для извлечения растворителя.
3.10.2. Насосы, перекачивающие растворители, оборудуются поддонами для сбора и отвода разлитого растворителя, а при расположении в помещении — местными вентиляционными отсосами.
3.10.3. Дренаж растворителей из аппаратуры, трубопроводов и поддонов насосов производится в специальную емкость.
3.10.4. Не допускается сброс конденсата водяного пара из паропроводов в систему отвода растворителя.
3.10.5. Все сбросные воды необходимо не реже одного раза в сутки анализировать на содержание нитробензола.
3.10.6. Замер уровня в емкостях и аппаратах с селективным растворителем осуществляется дистанционно из операторной. Производить замер селективного растворителя в емкостях рейкой не допускается.
3.10.7. На выполнение операций по отбору проб селективных растворителей из емкостей и аппаратов должен оформляться в установленном порядке наряд-допуск на газоопасные работы.
3.10.8. Камера для распарки фенола должна быть герметизирована при проведении процесса. Открытие крышек камеры производить только после ее охлаждения до температуры, указанной в технологическом регламенте.
3.10.9. В отделении плавления фенола следует установить души и раковины самопомощи.
3.10.10. Транспортировку фенола и нитробензола следует производить в цистернах, оборудованных паровой рубашкой.
3.10.11. Все работы, связанные с фенолом, осуществляются в спецодежде, кислотостойких рукавицах и защитных очках. Рукавицы заправляют под рукава одежды.
3.10.12. Помещения, в которых обращаются селективные растворители, должны быть оборудованы постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией и системой контроля загрязнения воздуха.
3.11. Селективная депарафинизация масляных дистиллятов
3.11.1. Крышки смотровых окон центрифуг должны быть всегда закрыты и иметь зажимные пружины, удерживающие их в закрытом положении.
3.11.2. Кнопки отключения электродвигателей барабана и шнека вакуум-фильтра должны находиться непосредственно на рабочей площадке, с которой производится обслуживание вакуум-фильтра, а аварийные кнопки — в доступном и безопасном месте.
3.11.3. Расположенные внутри корпуса вакуум-фильтра промывочные и продувочные коллекторы, а также нож для снятия осадка, должны быть из неискрящих материалов.
3.11.4. Содержание кислорода в циркулирующем инертном газе не должно превышать 6% об.
3.12. Производство присадок к смазочным маслам и смазок
3.12.1. Загрузку твердых химических реагентов необходимо механизировать с обеспечением герметичности.
3.12.2. Места выгрузки отработанного осадка должны оборудоваться вытяжной вентиляцией.
3.12.3. При использовании автоклавов должна быть предусмотрена звуковая сигнализация, срабатывающая при повышении давления в автоклаве выше допустимого.
3.12.4. Вскрытие барабанов с пятисернистым фосфором производится в отдельном помещении, оборудованном общеобменной вентиляцией и подачей инертного газа к месту вскрытия барабанов. Вскрытие барабанов осуществляют непосредственно перед загрузкой в мешалку.
3.12.5. Слив кислоты из бочек должен производиться с помощью сифона или ручного насоса. После завершения операции слива насос должен быть промыт очищенным минеральным маслом.
3.12.6. Гашение извести производится в железных ящиках под вытяжным зонтом.
3.12.7. При гашении извести и при работе с гидратом окиси кальция рабочие оснащаются резиновыми перчатками и защитными очками.
3.12.8. Реактор, в котором производится формальдегидная конденсация алкилфенолов и их солей, должен быть оборудован вытяжной вентиляцией.
3.12.9. Выделяющиеся в процессе производства присадок сероводород и хлористый водород должны улавливаться, выброс их в атмосферу не допускается.
3.13. Производство твердых катализаторов
3.13.1. Выгрузка сырья из железнодорожных вагонов, транспортировка на склад и загрузка аппаратов должны быть механизированы. Железнодорожные вагоны перед разгрузкой должны быть заторможены с обеих сторон тормозными башмаками.
3.13.2. Котлован на складе силиката-глыбы оборудуется по всей длине ограждением высотой не менее 1 м. В местах разгрузки железнодорожных вагонов ограждения должны иметь открывающиеся дверцы.
3.13.3. К управлению монорельсового грейфера и мостового крана допускаются лица, прошедшие специальное обучение и получившие удостоверение на право управления ими.
3.13.4. Во время работы грейферного крана двери кабины управления должны быть закрыты. Поднимать краном людей не допускается.
3.13.5. Мостовые краны и все грузоподъемные механизмы должны соответствовать требованиям к устройству и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.
3.13.6. При передвижении грейферного и мостового кранов грейфер и ковш находятся в верхнем положении.
3.13.7. Перед пуском транспортера должны быть проверены исправность ленты, роликов и заземление транспортера.
3.13.8. Обслуживание дробилок, дозировочных приспособлений и автоклавов следует производить в респираторах, а при ручной загрузке дробилок, работе у формовочных колонн, при очистке салфеток фильтр-прессов — в защитных очках и рукавицах.
3.13.9. Во время работы дробилки прочищать загрузочную воронку не допускается.
3.13.10. Дробилка должна быть снабжена пылеотсасывающим устройством.
3.13.11. При загрузке автоклавов выходное отверстие весового дозатора следует устанавливать точно над люком. Во избежание пылевыделения во время загрузки автоклава сырьем выходное отверстие дозатора оборудуется брезентовым рукавом.
3.13.12. Перед пуском автоклава в работу необходимо проверить состояние прокладки люка, его герметичность.
3.13.13. Мойку и сушку салфеток фильтр-прессов производить в изолированном помещении.
3.13.14. Грязь и шлам, очищаемые с салфеток фильтр-прессов, должны удаляться из помещения механизированным способом.
3.13.15. Во время разгрузки фильтр-пресса следует применять специальные подставки. Стоять на ванне пресса не допускается.
3.13.16. Загрузка гидрата окиси алюминия должна быть организована таким образом, чтобы исключить выброс раствора из реактора.
3.13.17. Пробу раствора из реактора отбирают после прекращения подачи пара в реактор.
3.13.18. Рассольные ванны оснащаются с двух сторон стационарными лестницами. Верхние площадки ванн ограждаются.
3.13.19. В случае необходимости освобождения аппаратуры от аммиака сброс его нужно производить в смесительную ванну, которая должна быть постоянно заполнена водой.
3.13.20. При ликвидации прорыва аммиака рабочие должны быть в соответствующих средствах защиты органов дыхания, спецкостюмах, резиновых перчатках.
3.13.21. После ремонта и очистки всю аммиачную систему необходимо опрессовать для проверки на герметичность.
3.13.22. Перед заполнением аммиачной системы аммиаком система должна быть продута инертным газом до содержания кислорода в ней не более 3 % об.
3.13.23. Очистку инжекторных смесителей на формовочных колоннах следует производить только после снятия с них шлангов.
3.13.24. Верхний люк промывочных емкостей должен быть закрыт металлической решеткой.
3.13.25. Во избежание ожога паром при открывании дверей сушильных печей не допускается открывать их при температуре в печи выше указанной в производственной инструкции.
3.13.26. Запыленный воздух перед выбросом в атмосферу необходимо очищать от пыли в пылеулавливающих устройствах.
3.13.27. Для исключения падения шариков катализатора на пол камеры по всей длине конвейерной ленты должны устанавливаться боковые предохранительные борта.
3.13.28. Очистку пола сушильной камеры от катализаторной мелочи надлежит осуществлять механическим, гидравлическим или иным способом, исключающим пылеобразование.
3.13.29. Все операции по просеиванию катализатора, транспортировке и загрузке его в тару (мешки, бочки) должны быть герметизированы, механизированы и оборудованы местными отсосами. Отсасываемый воздух перед выпуском в атмосферу должен подвергаться обеспыливанию.
3.13.30. Транспортировка тары с готовым катализатором (перемещение по территории, погрузка в машины) должна быть механизирована.
3.13.31. При работе с растворами алюмината натрия и гидроокиси алюминия должны соблюдаться те же меры безопасности, что и при работе со щелочью.
3.13.32. Распылительные сушилки, а также связанные с ними воздуховоды и циклоны, заземляются.
3.13.33. При повышении температуры наружных поверхностей стенок прокалочного аппарата до предельно допустимой, установленной технологическим регламентом, он должен быть остановлен для выяснения и устранения причин роста температуры.
3.13.34. Пуск прокаленного аппарата может быть произведен только после выполнения всех операций по его подготовке к пуску и получения письменного распоряжения руководителя установки.
3.13.35. Не допускается производить загрузку сухого катализатора в прокалочный аппарат до получения в аппарате устойчивого кипящего слоя.
3.13.36. Пуск осадительной мешалки должен осуществляться только при закрытой крышке.
3.13.37. Режим подачи пара в мешалку должен исключать выброс горячего раствора.
3.13.38. Устройство мешалки должно исключать разбрызгивание раствора во время ее работы.
3.13.39. При отклонении от нормальной работы центрифуги (появлении стука) нужно немедленно прекратить подачу пульпы, отключить электропривод и затормозить центрифугу.
3.13.40. Во время работы центрифуг крышки их должны быть закрыты.
3.13.41. Разгрузка центрифуг разрешается только после остановки барабана.
3.13.42. Таблеточная машина должна иметь защитную решетку в исправном состоянии для предупреждения травм рук (попадание под пресс, штемпели) и блокировку, позволяющую включать машину только при опущенной защитной решетке и отключать при поднятии решетки.
3.13.43. При отборе проб таблеточную машину необходимо остановить.
3.13.44. При восстановлении катализатора водородом во избежание подсоса воздуха и разрежения на приеме водородного компрессора должно поддерживаться избыточное давление, величина которого устанавливается технологическим регламентом.
3.13.45. Перед открытием люков реактора необходимо убедиться в отсутствии в нем давления.
3.13.46. Выгрузка пассивированного катализатора производится с соблюдением мер безопасности (защитные очки, рукавицы, противопылевые респираторы) во избежание ожогов и попадания в глаза пыли.
3.14. Получение озокерита
3.14.1. Подача руды в дробилку должна быть механизирована, при этом конструкция загрузочного устройства должна исключать обратный выброс руды.
3.14.2. Очистку щек дробилок от застрявших кусков руды необходимо производить только при остановке дробильного механизма.
3.14.3. При загрузке экстракторов из вагонеток необходимо перед началом каждой смены проверять исправность загрузочных путей.
3.14.4. Осмотр редукторов должен производиться не реже одного раза в месяц. В случае недостаточного количества масла или его загрязнения следует остановить транспортер, промыть редуктор и заменить масло.
3.14.5. Не допускается производить ремонтные работы на корпусе экстрактора во время работы экстракционного отделения.
3.14.6. Крышка нижнего люка экстрактора должна легко открываться и закрываться. Исправность болтов и направляющего сектора необходимо систематически проверять.
3.14.7. Приступать к разгрузке экстрактора после окончания его пропарки разрешается, когда давление в нем будет доведено до атмосферного путем сброса оставшегося пара.
3.14.8. Не допускается сбрасывать остаточный пар из экстракторов в атмосферу. Сброс пара следует производить через специальный трубопровод, отведенный в конденсатор-холодильник.
3.14.9. При откатке отвалов вручную расстояние между вагонетками устанавливается не менее Юм.
3.15. Получение элементарной серы из сероводорода
3.15.1. Перед пуском установки необходимо проверить исправность гидрозатворов.
3.15.2. Гидрозатворы должны периодически очищаться от отложений. Очистка осуществляется в защитных очках.
3.15.3. Скопление конденсата в паровой рубашке гидрозатвора не допускается.
3.15.4. Перед розжигом топок подогревателя и реактора-генератора топки должны быть продуты воздухом на «свечу». Продолжительность продувки определяется технологическим регламентом и устанавливается не менее 15 мин.
3.15.5. Все работники, обслуживающие установку, обеспечиваются соответствующими средствами защиты органов дыхания.
3.15.6. Перед приемом топливного газа и сероводорода на установку необходимо в течение 15 мин продувать систему инертным газом. Содержание кислорода в инертном газе не должно превышать 0,5 % об.
3.15.7. После принятия на установку кислых газов необходимо проверить индикаторной бумагой места возможных утечек и пропусков газов (фланцы, задвижки, люки и т. д.).
3.15.8. Во избежание образования взрывоопасной смеси в топках реактора-генератора и подогревателей регламентированное соотношение подачи воздуха и газа в топки должно поддерживаться автоматически.
3.15.9. Для предотвращения попадания сероводорода в воздуховоды при падении давления воздуха устанавливаются отсекатели на линии сероводорода непосредственно у задвижки перед горелкой.
3.15.10. Во избежание отложения серы на стеклах гляделок их необходимо периодически очищать.
3.15.11. Вход на площадки, где расположены трубопроводы, транспортирующие сероводород, разрешается только в противогазе.
3.15.12. Перед вскрытием все аппараты, агрегаты и трубопроводы, содержащие сероводород, необходимо пропаривать и продувать инертным газом.
3.15.13. Перед вскрытием реакторов-генераторов их охлаждают до температуры 45 °С, продувают инертным газом до отсутствия взрывоопасной концентрации горючих газов, а затем воздухом.
3.15.14. Работы в газовых камерах выполняются в соответствии с требованиями по организации и проведению газоопасных работ.
3.15.15. При разливе серы не допускается:
наступать на застывшую серу;
стоять над открытым люком хранилища серы;
производить замер серы в приямке, хранилище без противогазов и пользоваться невзрывозащищенными переносными светильниками.
3.15.16. Насос для перекачки серы разрешается включать только по устному указанию старшего по смене (бригаде).
3.15.17. Погрузка и выгрузка серы должны быть полностью механизированы.
3.15.18. Все работы по выгрузке и погрузке серы производятся под наблюдением старшего по смене (бригаде).
3.15.19. Выгрузку серы из форм разрешается производить после полного застывания серы.
3.15.20. При погрузке серы в железнодорожные вагоны не допускается:
нахождение людей в вагонах;
заполнение ковша экскаватора серой выше бортов;
наезд экскаватором на электрический кабель, питающий его.
3.16. Слив и налив нефтепродуктов
3.16.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливоналивных эстакад производятся в соответствии с требованиями нормативных документов по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов, проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, настоящих Правил.
3.16.2. К сливо-наливной эстакаде должен быть подведен пар для пропарки или обогрева трубопроводов и запорных устройств.
3.16.3. Слив-налив продуктов, смешение которых недопустимо, следует производить на индивидуальных сливо-наливных эстакадах или на отдельных стояках. Допускается на общей сливоналивной железнодорожной эстакаде проведение сливо-наливных операций для светлых и темных нефтепродуктов, за исключением случаев, когда эстакада относится к складу I категории.
3.16.4. Не допускается использовать сливо-наливные эстакады для попеременных операций с несовместимыми между собой продуктами. В обоснованных случаях смена нефтепродукта допускается по письменному разрешению технического директора (главного инженера) эксплуатирующей организации после выполнения разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность.
3.16.5. Наливные эстакады оборудуются специальными пунктами или системой для освобождения неисправных цистерн от нефтепродуктов.
3.16.6. Перед сливом (наливом) нефтепродуктов необходимо удалить локомотив с территории эстакады и перекрыть стрелочный перевод, запирающийся на ключ.
3.16.7. На железнодорожных путях и дорогах к участку слива-налива вывешиваются предупреждающие надписи: «Стоп!», «Проезд запрещен!».
3.16.8. При подаче под слив-налив железнодорожных цистерн с легковоспламеняющимися нефтепродуктами между локомотивом и цистернами должно быть прикрытие, состоящее из одного четырехосного или двух двухосных пустых или груженных негорючими грузами вагонов (платформ).
3.16.9. На установках для слива-налива этилированного бензина, кроме правил, изложенных в настоящей главе, должны выполняться также требования безопасности при работе на этилосмесительной установке. Допускается на одной эстакаде размещать два коллектора для налива этилированного и неэтилированного бензинов. Коллектор этилированного бензина должен быть окрашен отличительным цветом.
3.16.10. Оставлять цистерны, присоединенные к наливным устройствам, когда слив-налив не проводится, не допускается.
3.16.11. Помещения управления установок слива-налива ЛВЖ и ГЖ должны соответствовать требованиям нормативных документов по проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.
3.16.12. Минимально допустимое число рабочих при проведении сливо-наливных операций — 2 человека.
3.17. Меры борьбы с пирофорными соединениями
3.17.1. Разработчиком процесса предусматриваются меры и средства по дезактивации пирофорных соединений в процессе работы производства и при подготовке оборудования и трубопроводов к ремонту.
3.17.2. Аппараты и трубопроводы после вывода оборудования из работы и их освобождения от продуктов следует пропарить водяным паром.
3.17.3. После освобождения аппарата от конденсата должен быть вскрыт нижний штуцер или люк и взята проба воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 20 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени НКРП).
3.17.4. Во время чистки аппаратов необходимо смачивать отложения, находящиеся на стенках аппарата. При чистке аппаратов применяются искробезопасные инструменты. На выполнение этих работ оформляется наряд-допуск в установленном порядке.
3.17.5. Пирофорные отложения, извлеченные из оборудования, необходимо поддерживать во влажном состоянии до их уничтожения.
IV. Лаборатории
4.1. Лаборатории должны располагаться в отдельно стоящих зданиях или пристраиваться к зданиям категорий В, Г и Д.
4.2. Системы снабжения лаборатории топливным газом должны соответствовать требованиям безопасности в газовом хозяйстве.
4.3. Приточно-вытяжная вентиляция во всех помещениях лаборатории должна включаться перед началом работы и выключаться по окончании рабочего дня. При круглосуточном проведении анализов приточно-вытяжная вентиляция должна работать круглосуточно. Не допускается производить работы при неисправной вентиляции.
4.4. В помещениях, в которых производится работа с веществами I и II классов опасности, вентиляционная система должна быть индивидуальной, не связанной с вентиляцией других помещений.
4.5. Все работы с веществами I и II класса опасности необходимо проводить в резиновых перчатках в вытяжных шкафах или в специально оборудованных шкафах (типа «Изотоп»), в боксах, оборудованных вытяжной вентиляцией.
4.6. Работа в лаборатории производится при наличии не менее двух человек.
4.7. Светильники, установленные внутри вытяжных шкафов, должны быть во взрывозащищенном исполнении.
4.8. Выключатели, штепсельные розетки, лабораторные автотрансформаторы необходимо располагать вне вытяжного шкафа.
4.9. Загромождать вытяжные шкафы, рабочие столы посудой с нефтепродуктами, приборами и лабораторным оборудованием, не связанным с проводимой в данное время работой, не допускается.
4.10. Не допускается совместное хранение веществ, химическое взаимодействие которых может вызвать пожар или взрыв. Разделение опасных и особо опасных веществ и материалов при хранении должно соответствовать требованиям пожарной безопасности.
4.11. В здании лаборатории запрещается хранить запас ЛВЖ, ГЖ и газов, превышающий суточную потребность в них. Хранение запаса ЛВЖ и ГЖ разрешается в специальном помещении (кладовой).
4.12. Дымящие кислоты, легкоиспаряющиеся реактивы и растворители в количестве, не превышающем суточной потребности, допускается хранить в специально выделенных для этих целей вытяжных шкафах.
4.13. Вещества, в отношении которых применяются особые условия отпуска, хранения, учета и перевозки (сулема, синильная кислота и ее соли, сероуглерод, метанол и др.), должны храниться в металлическом шкафу под замком и пломбой. Тара для хранения этих веществ должна быть герметичной и иметь этикетки с надписью «Яд» и наименованием веществ.
4.14. Металлический натрий (калий) следует хранить в посуде под слоем керосина, вдали от воды. Остаток натрия (калия) после работы запрещается бросать в раковины, чистые остатки необходимо помещать в банку с керосином.
4.15. Жидкий азот и кислород следует доставлять и хранить в лаборатории в металлических сосудах Дьюара. Хранить жидкий азот и кислород в одном помещении с легковоспламеняющимися веществами, жирами и маслами или переносить их совместно не разрешается.
4.16. Не допускается работать с жидким кислородом в помещениях, где имеются горелки, открытые электроприборы, искрящее оборудование и другие источники воспламенения.
4.17. В помещении лаборатории не допускается производить работы, не связанные непосредственно с выполнением определенного анализа.
4.18. Перед началом работы с аппаратурой под вакуумом надлежит проверить ее на герметичность.
4.19. Стеклянные сосуды, в которых возможно создание давления или вакуума, защищаются чехлом на случай разрыва сосуда и образования осколков.
4.20. В случае если пролит сероуглерод, бензин, эфир или другие легковоспламеняющиеся жидкости, а также при появлении резкого запаха газа необходимо потушить все горелки и немедленно приступить к выявлению и устранению причины появления газа, а разлитые жидкие продукты убрать.
4.21. Мытье посуды из-под нефтепродуктов, реагентов, селективных растворителей и т. п. разрешается только в специальном помещении.
4.22. Сдавать на мойку посуду из-под кислот, щелочей и других химических веществ можно только после полного освобождения и нейтрализации ее соответствующим способом.
4.23. Выбор метода очистки и мытья посуды определяется характером загрязняющего вещества, его физическими и химическими свойствами.
4.24. Не допускается использовать для мытья посуды песок, наждачную бумагу.
4.25. Измельчение едких и вредных веществ I и II класса опасности должно производиться в закрытых ступках в вытяжном шкафу. Работник, производящий эту операцию, обеспечивается защитными очками и резиновыми перчатками.
4.26. При работе с селективными растворителями (нитробензол, анилин, фурфурол, хлорекс, фенол и пр.) необходимо следить, чтобы растворители не попали на тело и одежду.
4.27. Селективные растворители и нефтепродукты, содержащие их, должны храниться в хорошо закрытой посуде в специально отведенном для этой цели месте.
Запасы селективных растворителей содержатся в специальном закрытом помещении лаборатории.
Количество селективных растворителей, необходимое для работы в течение смены, фиксируется в журнале расхода растворителей. Список селективных растворителей утверждается техническим директором (главным инженером) организации.
4.28. Переносить кислоты надлежит в бутылях, помещенных в корзины. Переноску осуществляют два человека.
4.29. При разбавлении серной кислоты водой кислоту следует медленно наливать в воду. Наливать воду в кислоту не допускается.
4.30. Все отработанные химические реактивы и вредные вещества необходимо сливать в специально предназначенные для этого маркированные емкости. Запрещается слив указанных продуктов в раковины. В конце рабочего дня или смены все отходы из помещений лабораторий должны быть удалены.
4.31. При работе с баллонами необходимо руководствоваться требованиями нормативных документов к сосудам, работающим под давлением.
4.32. Газ из баллонов в помещение лаборатории подается по газопроводу, имеющему на рабочем месте запорное устройство. Баллоны располагают у наружной стены здания лаборатории под навесом, защищающим их от атмосферных осадков и инсоляции, и устанавливают сетчатое ограждение.
4.33. Производить на месте какой-либо ремонт арматуры баллонов со сжатыми и сжиженными газами не допускается.
4.34. По окончании работ необходимо:
закрыть газовые и водяные краны и общие вентили ввода газа и воды в лабораторию;
закрыть банки с реактивами и материалами пробками; выключить освещение, вентиляцию и нагревательные приборы.
V. Требования безопасности к устройству, эксплуатации и ремонту
технологического оборудования и трубопроводов
5.1. Общие требования
5.1.1. Все технические устройства должны эксплуатироваться в соответствии с их техническими характеристиками и паспортными данными и инструкциями по эксплуатации, утвержденными в установленном порядке.
5.1.2. На всех технологических аппаратах должно быть нанесено четко различимое обозначение позиции по технологической схеме. Аппараты колонного типа, находящиеся в помещении на различных отметках (этажах), должны иметь маркировку на каждой отметке (этаже).
5.1.3. На аппаратах колонного типа открывать люк для их чистки и ремонта следует начиная с верхнего. Перед открытием нижнего люка необходимо иметь наготове шланг для подачи пара на случай воспламенения отложений на внутренних поверхностях.
5.1.4. Отбор проб легковоспламеняющихся и газообразных продуктов, селективных растворителей и реагентов должен производиться вне помещений, для чего пробоотборные трубки должны быть выведены из помещения наружу. При необходимости отбора проб в помещении пробоотборник должен помещаться в специальном шкафу, оборудованном вытяжной вентиляцией, при этом вентиляция должна включаться автоматически при открывании дверцы шкафа.
5.1.5. Компоновка оборудования должна учитывать специфику обслуживания и ремонта оборудования, а также обеспечивать:
основные проходы в местах постоянных рабочих мест не менее 2 м;
основные проходы по фронту обслуживания машин не менее 1,5 м;
расстояния между аппаратами, а также между аппаратами и строительными конструкциями при необходимости кругового обслуживания не менее 1 м.
5.1.6. Для персонала, обслуживающего наружные установки, должны быть предусмотрены помещения для обогрева.
5.1.7. В производственных зданиях, не оборудованных утепленными пешеходными переходами, или в тех случаях, когда персонал обслуживает наружные установки, предусматриваются помещения для верхней одежды.
5.1.8. Не допускается производство ремонтных работ на действующем оборудовании и трубопроводах.
5.1.9. При производстве работ на установках с взрывоопасными зонами необходимо пользоваться искробезопасным инструментом.
5.1.10. Все ремонтные работы, связанные с разгерметизацией технологического оборудования, работающего с взрывопожароопасными и токсичными средами, относятся к газоопасным работам и должны производиться с соблюдением требований к организации безопасного проведения газоопасных и ремонтных работ и настоящих Правил.
5.1.11. При обнаружении в процессе монтажа, технического освидетельствования или эксплуатации несоответствия оборудования требованиям нормативно-технических документов, оно должно быть выведено из эксплуатации.
5.1.12. Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств окрашиваются в сигнальные цвета.
5.1.13. Технологические трубопроводы должны соответствовать установленным требованиям к устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.
5.1.14. Для подъема и перемещения тяжелых деталей и отдельного оборудования должны быть предусмотрены стационарные или передвижные грузоподъемные механизмы.
5.2. Резервуары
5.2.1. Гидравлические клапаны должны быть заполнены трудноиспаряющейся, некристаллизирующейся, неполимеризующейся и незамерзающей жидкостью.
5.2.2. Подача нефтепродуктов в резервуар должна осуществляться только под слой жидкости.
5.2.3. Скорость наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных устройств. Периодичность контроля состояния и чистки дыхательных устройств должна осуществляться в соответствии с требованиями технологического регламента.
5.2.4. Трубопроводы, предназначенные для пропарки, продувки, промывки и чистки резервуаров, должны быть съемными и монтироваться перед проведением этих операций. По окончании работ они демонтируются и должны складироваться вне обвалования резервуара. Для резервуаров, чистка которых должна осуществляться более одного раза в межремонтный пробег производства, допускается стационарная установка таких трубопроводов.
5.2.5. Трубопроводная обвязка резервуаров и насосной должна обеспечивать возможность перекачки продуктов из одного резервуара в другой при возникновении аварийной ситуации.
5.2.6. Резервуары должны быть оборудованы сниженными пробоотборниками. Ручной отбор проб через люк на крыше резервуара не допускается.
5.2.7. Контроль уровня в резервуарах должен осуществляться контрольно-измерительными приборами. Замер уровня вручную через люк на крыше резервуара замерной лентой или рейкой не допускается.
5.2.8. На крыше резервуара должны быть ходовые мостики с ограждением (перилами) от лестницы до обслуживаемых устройств. Хождение непосредственно по кровле резервуара не допускается.
5.2.9. При расположении внутри резервуара парового змеевика предусматривается устройство для сброса конденсата. Все соединения змеевика должны быть сварными.
5.2.10. Для проектируемых объектов не допускается использование заглубленных железобетонных резервуаров для хранения нефти и темных нефтепродуктов.
5.2.11. Не допускается въезд на территорию резервуарного парка автотранспортных средств, не оборудованных искрогасительными устройствами и без допуска, оформленного в установленном порядке.
5.2.12. Высота устья вентиляционных труб, подземных резервуаров должна быть не менее 6 м от планировочной отметки земли.
5.2.13. Все заглубленные металлические емкости должны размещаться в бетонных приямках, засыпанных песком или с устройством принудительной вентиляции и оборудованных дренажными насосами.
5.2.14. Подземные емкости следует оборудовать стационарной лестницей-стремянкой от люка до дна.
5.2.15. Во избежание накопления статического электричества и возникновения искровых разрядов наличие на поверхности нефтепродуктов незаземленных электропроводных плавающих устройств не допускается.
5.2.16. Крышки люков технологических аппаратов должны быть оборудованы петлями и ручками. Если исполнение петель невозможно, то крышки оснащаются устройством для захвата их крюком подъемного механизма.
5.2.17. При чистке резервуаров для хранения сернистых нефтепродуктов следует соблюдать требования подраздела 3.8.
5.3. Трубчатые печи
5.3.1. Печи должны быть оборудованы дежурными (пилотными) горелками, оснащенными запальными устройствами, индивидуальной системой топливоснабжения.
5.3.2. Рабочие и дежурные горелки необходимо оборудовать сигнализаторами погасания пламени, надежно регистрирующими наличие пламени форсунки.
5.3.3. На трубопроводах газообразного топлива к основным горелкам должны быть установлены предохранительно-запорные клапана (ПЗК), дополнительно к общему отсекающему устройству на печи, срабатывающие при снижении давления газа ниже допустимого.
5.3.4. На линиях подачи жидкого топлива и топливного газа к основным и дежурным горелкам должны устанавливаться автоматические запорные органы, срабатывающие в системе блокировок.
5.3.5. Для многофакельных печей на трубопроводах газообразного и жидкого топлива следует установить автономные регулирующие органы для обеспечения безопасности в режиме пуска.
5.3.6. При размещении печей вне зданий запорные органы на общих трубопроводах жидкого и газообразного топлива должны быть расположены в безопасном месте на расстоянии не ближе 10 м от печи.
5.3.7. Перед пуском печи необходимо убедиться в отсутствии каких-либо предметов в камере сгорания, дымоходах-боровах, все люки и лазы должны быть закрыты.
5.3.8. В период розжига печи должны быть включены все приборы контроля, предусмотренные технологическим регламентом, и вся сигнализация.
5.3.9. Перед розжигом печи, работающей на газе, необходимо проверить плотность закрытия рабочих и контрольных вентилей на всех горелках, сбросить конденсат из топливной линии. Система подачи газа должна исключать попадание конденсата в горелки.
5.3.10. Розжигу дежурных горелок должна предшествовать продувка топочного пространства паром, а линии подачи газообразного топлива — инертным газом со сбросом на свечу. Продувку топочного пространства, считая с момента открытия последней задвижки до момента появления пара из дымовой трубы, следует вести в течение времени, предусмотренного регламентом, но не менее 15 мин, а для многокамерных печей продувку камер сгорания — не менее 20 мин.
5.3.11. Розжиг печи должен начинаться с розжига дежурных горелок. В том случае, если дежурная горелка (горелки) не разожглась (разожглись) с трех попыток, следует повторить продувку топочного пространства согласно п. 5.3.5.
5.3.12. Розжиг основных горелок должен осуществляться при работающих дежурных горелках, минимальной регламентированной циркуляции сырья в змеевике и регламентированных значениях подачи топлива.
5.3.13. Трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим (в том числе и временно неработающим) горелкам должны быть отглушены.
5.3.14. Печи должны быть оборудованы средствами автоматической подачи водяного пара в топочное пространство и в змеевики при прогаре труб, а также средствами автоматического отключения подачи сырья и топлива при авариях в системах змеевиков.
5.3.15. Топливный газ для освобождения от жидкой фазы, влаги и механических примесей перед подачей в горелку должен предварительно пройти сепаратор, подогреватель и фильтры.
5.3.16. Жидкое топливо для обеспечения необходимой вязкости и освобождения от механических примесей перед подачей в форсунку должно предварительно пройти подогреватель и фильтры.
5.3.17. В период пуска должны быть включены следующие блокировки: закрытие автоматических запорных органов дежурных горелок при понижении давления в линии топливного газа; закрытие газовых автоматических запорных органов основных горелок при повышении или понижении давления в линиях топливного газа к основным горелкам, а также при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья; закрытие на жидком топливе автоматических запорных органов при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья.
5.3.18. Система блокировок и сигнализации должна обеспечивать отключение подачи топлива к дежурным и основным горелкам при:
отклонениях параметров подачи топлива от регламентированных;
падении объема циркуляции сырья через змеевик печи ниже допустимого;
превышении предельно допустимой температуры сырья на выходе из печи;
срабатывании прибора погасания пламени.
5.3.19. Все приборы, контролирующие работу печи, должны быть регистрирующими.
5.3.20. Система противоаварийной автоматической защиты должна быть снабжена противоаварийной сигнализацией параметров и сигнализацией срабатывания исполнительных органов.
5.3.21. При эксплуатации трубчатой нагревательной печи необходимо следить за показаниями контрольно-измерительных приборов, вести визуальный контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи. При наличии отдулин на трубах, их прогаре, деформации кладки или подвесок, пропуске ретурбентов следует потушить горелки, прекратить подачу в печь продукта, подать в топку пар и продуть трубы паром или инертным газом по ходу продукта. Дверцы камер во время работы печи должны быть закрыты. Необходимо вести наблюдение за установленным режимом горения, горелки должны быть равномерно нагружены, факел должен иметь одинаковые размеры, не бить в перевальную стенку и не касаться труб потолочного и подового экранов.
5.3.22. Подача пара в топочное пространство должна включаться автоматически при прогаре змеевика, характеризующемся:
падением давления в сырьевом змеевике;
повышением температуры над перевальной стеной;
изменением содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи относительно регламентированного.
Параметры срабатывания блокировки по аварийному включению подачи пара в змеевик определяются проектом.
5.3.23. Электроснабжение систем ПАЗ и исполнительных механизмов печи относится к особой группе I категории надежности.
5.3.24. Подготовка к ремонту и проведение ремонтных работ в печи являются газоопасными работами и выполняются в соответствии с установленными требованиями по организации безопасного проведения газоопасных работ.
5.3.25. Производственные объекты должны быть защищены от грозовой деятельности. Все взрывопожароопасные объекты должны быть защищены от заноса высоких потенциалов и оборудованы устройствами, предотвращающими накопление зарядов статического электричества.
5.3.26. Подготовка к ремонту печи и установленного на ней оборудования должна выполняться в строгом соответствии с технологическим регламентом.
5.4. Насосы
5.4.1. Для перемещения жидкостей I и II класса опасности следует применять герметичные, мембранные или центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением.
5.4.2. Удаление остатков продуктов из трубопроводов, насосов и другого оборудования, расположенного в насосной, должно производиться по закрытым коммуникациям за пределы насосной; жидких — в специально предназначенную емкость, а паров и газов — на факел.
5.4.3. В открытых насосных должен быть предусмотрен обогрев пола. Обогревающие пол змеевики должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже 5 °С при средней температуре наиболее холодной пятидневки (расчетная температура отопления).
5.4.4. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты, на открытых площадках требует обоснования и соблюдения условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.
5.4.5. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть заземлены независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.
5.4.6. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на муфте сцепления их с двигателем не допускается.
5.4.7. Пуск паровых насосов осуществляется после предварительного сброса конденсата пара и прогрева паровых цилиндров. При этом задвижка на нагнетательном трубопроводе насоса должна быть открыта.
5.4.8. В насосных на трубопроводах следует указать направление движения потоков, на оборудовании — номера позиций по технологической схеме, а на двигателях — направление вращения ротора.
5.4.9. Насосное оборудование, полы и лотки насосных необходимо содержать в чистоте. Сточные воды после мытья пола и лотков, содержащие кислоты, щелочи, селективные растворители, этиловую жидкость и другие едкие и вредные вещества, должны накапливаться в специальной емкости и перед спуском в канализацию обезвреживаться в строгом соответствии с технологическим регламентом.
5.5. Компрессоры
5.5.1. Помещение компрессорной должно быть оборудовано грузоподъемными устройствами и средствами механизации для производства ремонтных работ.
5.5.2. В обоснованных случаях помещение компрессорной оборудуется звукоизолированной кабиной для постоянного пребывания машиниста.
5.5.3. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости) и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.
5.5.4. Для цилиндров воздушных компрессоров должно применяться смазочное масло с температурой самовоспламенения не ниже 400 С и температурой вспышки паров на 50 С выше температуры сжатого воздуха.
5.5.5. За температурой охлаждающей воды системы охлаждения компрессора необходимо осуществлять постоянный контроль с сигнализацией опасных значений температуры и блокировкой в систему ПАЗ при достижении предельно допустимого значения.
5.5.6. Подача газа на прием компрессора должна осуществляться через отделители жидкости (сепараторы), оборудованные световой и звуковой сигнализацией, а также блокировкой, обеспечивающей остановку компрессора при достижении предельно допустимого уровня жидкости.
5.5.7. Все соединения газовой обвязки компрессоров необходимо проверять на герметичность в соответствии с установленными требованиями безопасности к эксплуатации технологических трубопроводов.
5.5.8. В компрессорных на трубопроводах должно быть указано направление движения потоков, на оборудовании — номера позиций по технологической схеме, а на двигателях — направление вращения ротора.
5.5.9. Запрещается эксплуатация компрессоров с отключенными или неисправными средствами сигнализации и блокировками.
5.5.10. Масло, воду и загрязнения следует удалять из масловлагоотделителей, воздухосборников, холодильников в установленные сроки.
5.5.11. Температура газов на входе в компрессор должна быть выше температуры конденсации газов.
5.5.12. Перед пуском компрессора, работающего на взрывоопасных газах, его следует продуть инертным газом до содержания кислорода в отходящем газе до 0,5 % об.
5.5.13. При выполнении ремонтных работ компрессор следует отглушить с помощью стандартных заглушек от всех технологических трубопроводов, линии топливного газа и линии продувки в факельную систему.
5.5.14. При эксплуатации аммиачных компрессоров необходимо соблюдать требования нормативных документов к устройству и безопасной эксплуатации аммиачных холодильных установок.
5.5.15. На компрессорах, имеющих давление всасывания близкое к атмосферному, должна быть предусмотрена блокировка по отключению агрегата при падении давления на приеме ниже допустимого.
5.5.16. На нагнетающих линиях компрессоров должны быть установлены буферные емкости-гасители пульсаций.
VI. Требования к устройству и содержанию территории предприятия, зданий и сооружений
6.1. Территория предприятия и размещение на ней зданий и сооружений должны соответствовать требованиям нормативных документов по промышленной безопасности, строительных норм и правил, правил пожарной безопасности.
6.2. Территория проектируемых предприятий и производств должна быть разделена на производственные зоны, зоны складов товарно-сырьевых, химических реагентов, баллонов и т. п., зоны административно-бытовых и вспомогательных объектов. В производственной зоне могут быть размещены подстанции глубокого ввода и другие объекты подсобного и вспомогательного назначения, технологически связанные с производственным объектом.
6.3. Все подземные коммуникации и кабельные трассы оснащаются опознавательными знаками, позволяющими определять место их расположения и назначение.
6.4. Каждая организация должна вести исполнительный план коммуникаций. При осуществлении реконструкции, размещении новых и ликвидации существующих объектов организация передает проектировщику исполнительный план коммуникаций и исполнительный генеральный план.
6.5. Все здания и сооружения должны иметь строительный паспорт. По истечении установленного срока службы здания или сооружения должна проводиться экспертиза промышленной безопасности с установлением возможности дальнейшей эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации. Обследование зданий и сооружений должно проводиться при обнаружении нарушений целостности строительных конструкций (трещины, обнажение арматуры и т.д.), перед реконструкцией технологического объекта или изменением функционального назначения здания или сооружения, а также после аварии с взрывом и (или) пожаром.
6.6. Запрещается производить земляные работы без оформления наряда-допуска, выданного руководителем производства, на территории которого намечаются работы, по согласованию с заводскими службами, ведающими подземными коммуникациями. В наряде- допуске должны быть указаны условия производства работ.
6.7. На территории предприятия должны быть выделены, специально оборудованы и обозначены места для курения.
6.8. На входных дверях производственных помещений должны быть нанесены надписи, обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасности зон.
6.9. На объектах, где обращаются в процессе щелочи и (или) кислоты, устанавливаются аварийные души, включающиеся автоматически при входе человека под рожок, или раковины самопомощи. Места расположения и количество аварийных душей и раковин самопомощи определяются проектом.
6.10. Здания, в которых расположены помещения управления, должны соответствовать требованиям промышленной безопасности, строительным нормам и правилам. Помещение управления с площадью более 60 м должно иметь запасной выход, расположенный с противоположной стороны основному. Основной вход должен быть устроен через тамбур или коридор; запасной выход должен быть наружу здания, может не иметь тамбура, дверь должна быть с уплотнением и утеплена. При расположении помещения управления на втором этаже здания запасной выход должен иметь лестницу снаружи здания.
6.11. На территории производства устанавливается прибор, определяющий направление и скорость ветра. Показания прибора выводятся в помещение управления.
6.12. На территории организации, где запрещен проезд автомашин, тракторов и других механизированных транспортных средств, должны быть установлены запрещающие знаки.
6.13. Работы, связанные с закрытием проезжей части дорог, необходимо производить по письменному разрешению технического руководителя организации, согласованному с противопожарной службой.
VII. Требования к вспомогательным системам и объектам
7.1. Электроснабжение и электрооборудование предприятия и отдельных установок должны соответствовать нормативным техническим документам по безопасной эксплуатации электроустановок, требованиям промышленной безопасности.
7.2. Все вентиляционные установки должны иметь паспорта установленной формы и журналы по их ремонту и эксплуатации.
7.3. Порядок эксплуатации, обслуживания, ремонта, наладки и проведения инструментальной проверки эффективности работы систем вентиляции определяются установленными требованиями по эксплуатации промышленной вентиляции.
7.4. Проектирование, строительство, эксплуатация систем водоснабжения и канализации выполняются в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, строительных и санитарных норм и правил, государственных стандартов и настоящих Правил.
7.5. Водоснабжение на производственные нужды должно осуществляться по замкнутой системе.
7.6. Во избежание распространения взрывоопасных паров и газов в сети промышленной канализации, на ней должны быть установлены гидравлические затворы. Такие затворы необходимо устанавливать на всех выпусках от помещений с технологическим оборудованием, площадок технологических установок, обвалований резервуаров, узлов задвижек, групп аппаратов, насосных, котельных, сливо-наливных эстакад и т. п. Устройство гидравлического затвора должно обеспечивать удобство его очистки. В каждом гидравлическом затворе высота слоя жидкости, образующей затвор, должна быть не менее 0,25 м.
7.7. Колодцы закрытой сети промышленной канализации должны постоянно содержаться закрытыми, а крышки — засыпанными слоем песка не менее 10 см в стальном, железобетонном или кирпичном кольце.
7.8. Сети канализации и водоснабжения подлежат периодическому осмотру и очистке. Осмотр и очистка водопроводных и канализационных труб, колодцев, лотков, гидрозатворов должны производиться по графику с соблюдением требований по организации безопасного проведения газоопасных работ.
7.9. Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию не должна превышать 40 С. Допускается сброс небольших количеств воды с более высокой температурой в коллекторы, имеющие постоянный расход воды с таким расчетом, чтобы температура общего стока не превышала 45 °С.
7.10. Не допускается сброс в промышленную канализацию различных потоков сточных вод, смешение которых может привести к реакциям, сопровождающимся выделением тепла, образованием горючих и вредных газов, а также твердых осадков.
7.11. Заглубленные насосные станции должны оснащаться автоматическим газоанализатором довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт управления (в операторную).
7.12. Насосные станции химически загрязненных сточных вод следует располагать в отдельно стоящих зданиях, а приемный резервуар — вне здания насосной станции; электрооборудование насосных станций должно быть во взрывозащищенном исполнении. К зданию насосной станции не допускается пристраивать бытовые и вспомогательные помещения.
7.13. Сточные воды, не соответствующие по составу требованиям к стокам, подаваемым в сеть промышленной канализации, подвергаются обработке на локальных очистных сооружениях.
7.14. Периодичность и порядок очистки нефтеловушек устанавливаются технологическим регламентом.
7.15. На сетях водоснабжения и канализации не допускается устанавливать запорную арматуру в колодцах.
7.16. Нефтеловушки и чаши градирен должны иметь ограждения по периметру из несгораемых материалов высотой не менее 1 м.
VIII. Требования безопасности при обслуживании производств
8.1. Работники организации обеспечиваются в установленном порядке средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью, спецпитанием и другими средствами.
8.2. Спецодежда производственного персонала (основного и вспомогательного) подлежит, при необходимости, обеспыливанию и (или) химической чистке и дегазации.
8.3. Средства коллективной и индивидуальной защиты работающих должны соответствовать требованиям стандартов безопасности труда.
8.4. Средства индивидуальной и коллективной защиты, включающие средства нормализации условий работы и средства снижения воздействия на работников вредных производственных факторов, должны обеспечивать защиту от вредного воздействия окружающей среды, а также нормальный уровень освещения, допустимые уровни шума и вибрации, защиту от поражения электрическим током, защиту от травмирования движущимися узлами и деталями механизмов, защиту от падения с высоты и другие средства.
8.5. Установка ящиков для использованного обтирочного материала в помещениях с взрывоопасными зонами не допускается.
8.6. Не допускается входить на объекты с взрывоопасными зонами в обуви с железными набойками или гвоздями, а также в одежде, способной накапливать заряды статического электричества.
8.7. Эксплуатация объектов с неисправными системами пожаротушения не допускается.
Информационно-справочный материал
Приложение
Термины и определения
1. Мини-НПЗ — нефтеперерабатывающая установка с объемом переработки сырья до 500 т/сут.
2. Граница установки — условная линия, проходящая на расстоянии 2 м от прямых линий, соединяющих выступающие части оборудования и фундаментов.
3. Опытная установка — установка, предназначенная для отработки аппаратурно-технологической части процесса по результатам, полученным на лабораторных установках; получения исходных данных, необходимых для включения в регламент на проектирование промышленных установок, а также наработки опытных партий продуктов для последующих исследований.
4. Насосная — группа насосов с числом насосов более трех, которые удалены друг от друга не более чем на 3 м. Насосные СУГ, ЛВЖ и ГЖ могут быть закрытыми (в зданиях) и открытыми (под этажерками и на открытых площадках).
5. Производственное помещение — помещение, где размещается основное и вспомогательное оборудование, задействованное в технологической схеме производства, и помещение, из которого осуществляется управление технологическим процессом.
6. Вспомогательное помещение — помещение, где размещается оборудование, не задействованное в технологической схеме производства и без которого возможно ведение процесса, но которое обеспечивает безопасные и надлежащие санитарно-гигиенические условия работы обслуживающего персонала и работоспособность оборудования.
7. Помещение управления — помещение или группа помещений для размещения в них совокупности различных систем и средств контроля и автоматики, с помощью которых автоматически или при участии персонала осуществляется дистанционное управление технологическими процессами на установках. Помещения управления могут быть как отдельно стоящими зданиями, так и встроенными или пристроенными к другим зданиям.
8. Рабочая зона — пространство, ограниченное по высоте 2 м над уровнем пола или площадки, на которых находятся места постоянного или непостоянного (временного) пребывания работающих.
9. Рабочее место — место постоянного или временного пребывания работающих в процессе производственной деятельности.
10. Постоянное рабочее место — место, на котором работающий находится большую часть своего рабочего времени (более 50 % или более 2 часов непрерывно). Если при этом работа осуществляется в различных пунктах рабочей зоны, постоянным рабочим местом считается вся рабочая зона.
11. Безопасное место — место на установке, расположенное вне зон постоянного обслуживания оборудования и обеспечивающее безопасное пребывание и действия персонала при аварии на обслуживаемой установке.
12. Технологическое оборудование — любое оборудование, которое используется на установке для получения конечного продукта, например, компрессоры, емкости, трубопроводы и арматура, контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации и др. оборудование, содержащее жидкости, называется технологическим.
13. Редко обслуживаемое оборудование — оборудование, частота обслуживания которого составляет реже 1 раза в смену.
Проектирование
- Разработка месторождений нефти и газа
- Обустройство месторождений
- Проектирование нефтегазовых скважин
- Проектирование нефтебаз
- Проектирование битумохранилищ
- Проектирование складов ГСМ
- Проектирование складов нефти и нефтепродуктов
- Проектирование мазутных хозяйств
- Проектирование складов хранения ЛВЖ и ГЖ
- Проектирование АЗС, АГЗС, АЗК, АГНКС, ГНС
- Объекты добычи нефти и газа
- Проектирование компрессорных станций
- Проектирование НПЗ
- Проектирование мини-НПЗ
- Проектирование резервуарных парков
- Проектирование резервуаров
- Проектирование сливо-наливных эстакад
- Проектирование железнодорожных путей
- Проектирование складов СУГ
- Проектирование нефтепроводов
- Объектов нефтегазопереработки
- Проектирование газопроводов
- Битумный завод
- Объектов хранения нефтепродуктов
- Проектирование складов кислоты и щелочи
- Проектирование ТЗК
- Заводы удобрений, пестицидов и гербицидов
- Объекты хранения газа
- Проектирование химических предприятий и производств
- Проектирование цехов
- Проектирование котельных
- Проектирование ТЭЦ, ТЭС
- Проектирование водоподготовки
- Объектов производства
- Объектов теплоэнергетики