Переработка нефти и газа на ОАО "Татанефтегазопереработка"

Содержание

Введение

1. Общая характеристика производства

2. Характеристика производимой продукции

3. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и продуктов

4. Описание технологического процесса и схемы

1. Газофракционирование

2. Контур теплоносителя с печами П-601/3,4

3. Дренажная система и утилизация факельных газов

4. Факельная система

5. Установки утилизации тепла печей П-601/3,4

6. Узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя

4. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Общие правила поведения работающих на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях

5.2 Основные опасные и вредные производственные факторы. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма

5.3 Пожарная безопасность. Способы и средства предотвращения пожаров, взрывов и аварий. Действия персонала при их возникновении

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

6 Охрана окружающей среды

6.1 Выбросы в атмосферу

6.2 Сточные воды

ВВЕДЕНИЕ

Управление «Татанефтегазопереработка» создано 1 июня 2002 года с целью повышения эффективности производства на основе единого технологического комплекса по сбору, переработке нефтяного газа на основе трех предприятий: управления «Татанефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Миннибаевский газоперерабатывающий завод», ОАО «Трансуглеводород». Основным направлением производственной деятельности управления является сбор, транспорт, прием и переработка нефтяного газа, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с выработкой практически всей номенклатуры продукции газопереработки: сжиженных газов (фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана), этановой фракции, сухого газа, стабильного газового бензина, гексановой фракции, серы технической.

Управление поставляет на ОАО «Казаньоргсинтез» этановую фракцию, сжиженные газы (фракции пропана, нормального бутана), а на ОАО «Нижнекамскнефтехим» - ШФЛУ, стабильный газовый бензин, изобутан, пентаны.

Дополнительно к основной номенклатуре продукции Управление выпускает газообразные кислород и азот, которые используются для собственных нужд и реализуются другим потребителям. Продукция управления пользуется большим спросом на отечественном рынке. Производственная деятельность предприятия позволяет решать важную экологическую проблему – исключить сжигание нефтяного газа на факелах и тем самым обеспечить экологическую безопасность нефтяного региона.

Управление имеет развитую инженерную инфраструктуру, позволяющую при необходимости провести модернизацию существующих или осуществить строительство новых производств. Основной объем ремонтных работ выполняется силами ремонтно-строительного и ремонтно-механического цехов управления.

У управления есть трубопроводные связи по поставке сырья и отгрузки части своей продукции: сухого газа, этановой фракции, ШФЛУ; выход на государственную сеть железнодорожного сообщения через железнодорожные станции Кульшарипово, Акбаш Куйбышевской железной дороги станцию Агрыз Горьковской железной дороги. Наряду с полным комплексом газоперерабатывающего производства на балансе управления 22 компрессорные станции для перекачки газа, расположенные по всему юго-востоку Татарстана, установка осушки газа в Прикамье, установка очистки газа от сероводорода в Бавлах, установка очистки газа с получением элементарной серы при Миннибаевском ЦПС. Эксплуатируется 2476 км газосборных сетей и напорных газопроводов, 6 насосных станций и 363 км продуктопроводов для перекачки ШФЛУ и готовой продукции.

Управление «Татнефтегазопереработка» является структурным подразделением является структурным подразделением ОАО «Татнефть». Сбор и транспортировка нефтяного газа осуществляется с нефтяных месторождений Республики Татарстан. Компрессорными станциями газовых цехов управления. Основная часть нефтяного газа транспортируется по газопроводам на переработку, оставшаяся часть используется в качестве топлива на собственные нужды предприятий ОАО «Татнефть».

На каждой КС имеются компрессора для приема газа и подачи газа по газопроводам потребителям, факелы, работающие в режиме постоянной готовности для термического обезвреживания углеводородных газов при подготовке и проведению ремонтных работ на КС и газопроводах.

В Бавлинском газовом цехе производится очистка газа от сероводорода. Сероводород после установки сероочистки подвергается термическому обезвреживанию на факеле, в дальнейшем планируется сероводород не сжигать, а получать элементарную серу.

В управлении осуществляется также сбор и транспортировка ШФЛУ с установок комплексной подготовки нефти (УКПН) пятью бензонасосными станциями.

По трубопроводам ШФЛУ поступает на склад №2, оттуда подается через склад готовой продукции (СГП) на переработку на газофракционирующие установки (ГФУ), имеется возможность подачи ШФЛУ по продуктопроводу на Нижнекамский химический комбинат.

Переработка нефтяного газа осуществляется по следующей схеме:

На заводе перерабатывается, как высокосернистый попутный нефтяной газ, так и нефтяной попутный газ с меньшим содержанием сероводорода.

Высокосернистый газ поступает на очистку от сероводорода на УСО-60, где производится очистка газа от сероводорода. Очищенный газ смешивается с поступающим с промыслов попутным нефтяным газом и подается на доочистку от сероводорода на УСО-1млрд.куб.м.

На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется также блок получения элементарной серы путем прямого каталитического окисления, на УСО-60 элементарную серу получают методом Клауса.

Очищенный газ установки очистки от сероводорода направляется на прием центробежных компрессоров К-380 компрессорного зала сырого газа7/8 с последующей подачей на технологические установки. При компремировании из газа выделяется компрессионный бензин, который подается на склад готовой продукции, где смешивается ШФЛУ и подается на газоразделение (ГФУ).

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО_>2>. На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО_>2> комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Затем осушенный и очищенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использованием «глубокого» холода (пропанового и этанового), получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ), товарный этан и сухой обензиненный газ. Жидкие углеводороды направляются на переработку на установки газофракционирования (ГФУ-2 и ГФУ-300), где перерабатываются совместно с КБ и ШФЛУ с получением товарной продукции – фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана или изопентан-пентановой фракции, стабильного газового бензина.

Сухой отбензиненный газ с установки НТКР смешивается со сбросными газами отпарных колонн ГФУ, газами регенерации и охлаждения УООГ и частично с очищенным нефтяным газом подается на прием дожимных газомотокомпрессоров 10ГК компрессорного зала отбензиненного газа - 7/8 и перекачивается в магистральный газопровод в качестве топливного газа.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

В составе завода имеется азотно-кислородная станция (АК-0.6), на которой производится газообразные кислород и азот, реализуемые потребителем, а также используемые в управлении.

Для приема, хранения и отгрузки сырья и готовой продукции в управлении имеются склады сырья и готовой продукции, которые состоят из СНЭ, СГП, складов №1, 2, 3, склада ГСМ и реагентов.

СНЭ предназначена для приема и отгрузки сырья, реагентов и готовой продукции и состоит из 3-х сливо-наливных эстакад по 30 стояков каждая.

СГП предназначена для хранения готовой продукции и подготовки сырья для ГФУ, а также для приема некондиционной продукции при авариях на технологических установках и состоит из 78 горизонтальных и шаровых емкостей объемом 175 до 600 куб.м.

Склады №1,2,3 предназначены для приема, хранения сырья и готовой продукции и состоят из 40 горизонтальных емкостей объемом по 200 куб.м каждая.

Для откачки продукции на НКХК имеется головная насосная станция, оборудованная герметичными центробежными насосами.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВА

Газофракционирующая установка ГФУ-300 “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ предназначена для производства углеводородных фракций: фракции пропановой марки "А", фракции нормального бутана марки "высшая", фракции изобутановой марки "высшая", фракции пентан-изопентановой марки "А" и фракции гексановой.

Установка введена в действие в 2004 г.

В состав установки ГФУ-300 входят:

- блок 5, включающий:

ректификационное оборудование (газофракционирование);

технологическая насосная;

насосная теплоносителя;

контур теплоносителя с печами;

дренажную систему и утилизацию факельных газов;

факельную систему

- установка утилизации тепла дымовых газов печей;

- антифризное хозяйство.

Производительность установки - 320 тыс. тонн в год по сырью. Установка состоит из одного технологического потока.

Число часов работы в году - 8400.

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДИМОЙ ПРОДУКЦИИ

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

- фракция пропановая по ТУ 0272-023-00151638-99;

- фракция изобутановая по ТУ 0272-025-99151638-99;

- фракция нормального бутана по ТУ 0272-026-00151638-99;

- фракция пентан-изопентановая по ТУ 0272-030-00151638-99;

- фракция гексановая по ТУ 2411-032-05766801-95.

Таблица 1

Наименование продукции	Обозначение НД	Характеристика качества	Примечание
Наименование показателя	Нормы по маркам
1. Фракция пропановая	ТУ 0272-023-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %: -  С>1>С>2>, не более -  С>3>, не менее в т. ч. пропилена, не более -  С>4>, не более -  С>5+выше>, не более	Марка "А" 2 96,0 0,2 3,0 Отсутствие
		2. Массовая доля сероводорода, %, не более	0,003
		3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
2. Фракция изобутановая	ТУ 0272-025-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %: -  С>1>С>2> - С>3>, не более - i-С>4>Н>10>, не менее -  бутиленов, не более - n-С>4>Н>10>, не более -  С>5+выше>, не более	Марка "высшая" Не норм. 1,3 98,0 0,5 0,7 Отсутствие
		2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,005
		3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
3. Фракция нормального бутана	ТУ 0272-026-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %: - С>3>, не более - i-С>4>Н>10>, не более -  бутиленов, не более - n-С>4>Н>10>, не менее -  i-C>5>H>12 >- n-С>5+выше>, не более	Марка "высшая" 0,3 0,9 0,5 98,6 0,4
		2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,005
		3. Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
4. Фракция пентан-изопентановая	ТУ 0272-030-00151638-99	1. Массовая доля компонентов, %: -  С>4>, не более - i-C>5>H>12>, не менее -  С>6+выше>, не более	Марка "А" 0,6 50,0 0,8	Фракция пентан-изо-пентановая направляет-ся на изоме-ризацию в “Нижнекамск- нефтехим“
		2. Массовая доля серы, %, не более	0,005
		3. Содержание щелочи	Отсутствие
		4. Содержание воды и механических примесей	Отсутствие
5. Фракция гексановая	ТУ 2411-032-05766801-95* с изменениями	1 . Фракционный состав: - начало кипения, °С, не ниже - конец кипения, °С, не выше	Марка «А» 32 165
		2. Массовая доля серы, %, не более	0,1
		3. Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более	5,0
		4. Испытание на медной пластинке	Выдер- живает
		5. Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость
		2. Массовая доля серы, %, не более	0,1
		3. Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более	5,0
		4. Испытание на медной пластинке	Выдер- живает
		5. Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость

3 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, ПОЛУПРОДУКТОВ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Наименование сырья, материалов и полупродуктов	Государственный и отраслевой стандарт, СТП, технические условия, регламент или методика на подготовку сырья	Показатели по стандарту, обязательные для проверки	Регламентируемые показатели
3.1. Сырье
3.1.1. Компрессионный бензин (КБ)	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН>4> - этан, С>2>Н>6> - пропан, С>3>Н>8> - изобутан, i-С>4>Н>10> - бутан, n-С>4>Н>10> - изопентан, i-C>5>H>12> - пентан, n-C>5>H>12> - С>6 +выше>	Не нормируется 0,06 6,88 30,25 8,24 22,13 9,01 9,34 14,14
3.1.2. Сырьевой поток - смеси ШФЛУ и КБ	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН>4> - этан, С>2>Н>6> - пропан, С>3>Н>8> - изобутан, i-С>4>Н>10> - бутан, n-С>4>Н>10> - изопентан, i-C>5>H>12> - пентан, n-C>5>H>12> - С>6 +выше>	Не нормируется 0,4 2,17-6,12 19,14-23,22 4,52-8,41 17,12-21,2 7,1-11,4 9,0-13,2 26-35
3.1.3. Углеводородный конденсат с установки НТКР	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, % масс.: - метан, СН>4> - этан, С>2>Н>6> - пропан, С>3>Н>8> - изобутан, i-С>4>Н>10> - бутан, n-С>4>Н>10> - изопентан, i-C>5>H>12> - пентан, n-C>5>H>12> - С>6 +выше>	Не нормируется 0,00 0,27 62,51 9,39 18,99 3,87 3,26 1,71
3.1.4. Дебутанизированный остаток с ГФУ-2	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, % масс.: - пропан, С>3>Н>8> - изобутан, i-С>4>Н>10> - бутан, n-С>4>Н>10> - изопентан, i-C>5>H>12> - пентан, n-C>5>H>12> - С>6 +выше>	Не нормируется 0,00 0,14 7,56 20,00 20,93 51,38
Примечание: Компонентные составы потоков приняты по данным лабораторных анализов, выданных управлением “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“
3.2. Полупродукты
3.2.1. Газ деэтанизации	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, %, масс. - метан, СН>4> - этан, С>2>Н>6> - пропан, С>з>Н>8> - изобутан, i-C>4>H>10> - бутан, n-C>4>H>10> - изопентан, i-C>5>H>12> - пентан, n-C>5>H>12> - гексан, С>6+ выше>	0,83 25,85 46,01 5,73 12,93 3,66 3,01 0,60
3.3. Вспомогательные материалы
3.3.1. Осветительный керосин	ТУ 38.401-58-10-90	1. Плотность при 20°С, кг/м3, не более	Марка "КО-20" 830
		2. Фракционный состав: - до 200 (270) °С перегоняется, %(об.), не менее - 98%(об.) перегоняется при температуре, °С, не выше - конец кипения, °С, не выше	(80) 310 -
		3. Цвет, ед. КНС, не более	15
		4. Высота некоптящего пламени, мм, не менее	20
		5. Температура помутнения, °С, не выше	минус 12
		6. Кислотность, мг КОН/100см3, не выше	1,3
		7. Зольность, %, не выше	0,005
		8. Массовая доля серы, %, не более	0,1
		9. Содержание водорастворимых кислот, щелочей, механических примесей и воды	Отсутствие
		10. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
3.3.2. Газ отбензиненный	Стандарт предприятия	1. Компонентный состав, % об.
		- кислород	0,04
		- двуокись углерода	0,05
		- азот	17,66
		- метан, СН>4>	61,61
		- этан, С>2>Н>6>	17,15
		- пропан, С>3>Н>8>	2,68
		- изобутан, i-C>4>H>10>	0,49
		- бутан, n-С>4>Н>10>	0,27
		- пентан +выше, n-С>5>Н>12 + выше>	0,05
		2. Молекулярная масса	21,68
		3. Температура, оС	От 20 до 50
		4. Давление на границе установки, МПа	От 3,5 до 3,9
		5. Плотность (0 оС и 0,1013 МПа), кг/м3	0,97
3.3.3. Воздух КИП и А	ГОСТ 17433-80	1. Промышленная чистота, не ниже	класс "1"
		2. Точка росы, ниже	на 10 0С абсолютной ми-нимальной температуры окружающего воздуха
		3. Содержание твёрдых частиц размером 0,5 – 5 мкм, мг/м3, не более	1,0
		4. Содержание воды в жидком состоянии	Отсутствие
		5. Содержание масла	Отсутствие
		6. Давление, МПа	0,6
3.3.4. Азот газообразный и жидкий	ГОСТ 9293-74* с изменениями	1. Объёмная доля азота, %. не менее 2. Объёмная доля кислорода, %, не более	"2 сорт" 99,0 1,0
		3. Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	Выдерживает испытание по п. 3,6
		4. Содержание масла в газообразном азоте	Выдерживает испытание по п. 3,7
		5. Температура, оС	От минус 44 До 40
		6. Давление, МПа	0,8
3.3.5. Жидкость охлаждаю-щая низкозамерзающая (антифриз)	ГОСТ 159-52* с изменениями	1. Внешний вид	Марка "65" Слабо-мутная оранжевая жидкость
		2. Плотность при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м3	От 1085 до1090
		3. Коэффициент преломления, не менее	1,4
		4. Разгонка:
		- фракция, выкипающая до 150°С, % масс., не более	35
		- остаток, кипящий выше 150°С, % масс., не менее	64
		- потери, % масс., не более	1,0
		5. Содержание механических примесей, %, не более	0,005
		6. Содержание золы, %, не более	0,4
		7. рН, не более	8,5
		8. Декстрин	Выдерживает испытание по п. 17
		9. Температура замерзания, °С, не более	Минус 65
		10. Содержание хлоридов (CI), %, не более	0,0007
3.3.6. Пар водяной насыщенный	Стандарт предприятия	1. Температура, оС 2. Давление, МПа	До 179 От 0,3 до 1,0 (1,0 - максимально)
3.3.7. Горячая вода	Стандарт предприятия	1. Температура, оС 2. Давление, МПа	130 0,8 (максимально)
3.3.8. Вода оборотная охлаждающая	Стандарт предприятия	1. Температура, оС 2. Давление, МПа	От 20 до 30 0,55 (максимально)

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧСЕКОГО ПРОЦЕСА И СХЕМЫ

Разделение сырья (ШФЛУ + КБ, УЖ НТКР и дебутанизированного остатка ГФУ-2) на индивидуальные углеводородные фракции осуществляется на газофракционирующей установке. Технология основана на широком использовании процессов ректификации. Ректификация это процесс разделения смеси на индивидуальные компоненты. Процесс осуществляется путем многократного, двустороннего массообмена между паровой и жидкой фазами, движущимися противотоком.

В состав газофракционирующей установки ГФУ-300 входят блоки:

• газофракционирования;

• контур теплоносителя с печами;

• дренажная система и утилизация факельных газов;

• факельная система;

• установки утилизации тепла дымовых газов печей;

• узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя;

• технологическая насосная;

• насосная (теплоносителя);

• антифризное хозяйство.

4.1 Газофракционирование

Сырье - смесь широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с установок стабилизации нефти ОАО "ТАТНЕФТЬ" и компрессионного бензина (КБ) управления “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ из сырьевого парка поступает общим потоком (ШФЛУ + КБ) на установку с температурой от минус 30 ^оС до плюс 30 ^оС и давлением 2,2-4,8 МПа (22-48 кгс/см²). Смесь подается через кран № 9 с дистанционным управлением. На потоке сырья предусмотрены замеры расхода, давления и температуры (датчики FE 51За, РТ 3097а и ТЕ 153, соответственно).

В трубопровод (ШФЛУ + КБ) из сырьевого парка врезаются трубопроводы жидкости из дренажных емкостей Е-613/1,2, Е-611, Е-606.

Сырье подогревается до температуры 35 ^оС в теплообменнике Т-620 потоком горячего (275 ^оС) теплоносителя (керосина) из печи П-601/3,4. Температура сырья регулируется клапаном TV157-1 на выходе теплоносителя из теплообменника Т-620.

Затем сырье делится на два потока в соотношении 1:10 (контур регулирования соотношения FICA 514-1). Соотношение расходов сырья 1:10 поддерживается клапанами FV514-1-1 (на потоке сырья к холодильнику Т-621) и FV 514-1-2 (на потоке сырья к подогревателю Т-601).

90 % потока (ШФЛУ + КБ), подаваемого в середину деэтанизатора К-601, дополнительно подогревается до 76 ^оС в теплообменнике Т-601.

Температура регулируется клапаном TV165-1 на выходе потока теплоносителя (керосин) из Т-601.

10 % поток (меньший, сорбирующий) подается через холодильник Т-621 в шлемовую трубу колонны К-601 на смешение с газом отпарки перед конденсатором-холодильником Т-603/1,2.

Холодильник Т-621 предусмотрен для поддержания температуры сырья в летний период 3545 ⁰С. Температура сырья на выходе холодильника Т-621 регулируется клапаном TV169-1 на выходе из холодильника Т-621 охлаждающей воды оборотного цикла V очереди завода.

Назначение деэтанизатора К-601 - извлечение из сырья этана.

Режим работы деэтанизатора К-601:

- давление верха (абс.) 2,10-2,75 МПа (21,0-27,5) кгс/см²);

- температура верха 25-58 ^оС;

- температура куба 95-115 ^оС;

- температура сырья до 76 ^оС;

- температура тарелки № 15 55  65 ^оС;

- расход сырья 9000  48000 кг/ч;

- расход орошения 3500  25000 кг/ч.

Рабочий режим деэтанизатора К-601 поддерживается следующим образом:

- давление верха регулируется клапаном PV475 -1 на трубопроводе паров верха деэтанизатора;

- температура низа колонны К-601 TIA 175-1-k поддерживается в заданных пределах изменением расхода теплоносителя (керосина) от испарителя Т-602 через клапан FV 517 -1;

- замеряется перепад давления в укрепляющей части деэтанизатора и сигнализируется его повышение до 0,022 МПа (PdIA 476-1);

- замеряется температура в кубе деэтанизатора (датчик TIA 175 -1-k) на тарелке питания (датчик TIA 175-1-15) и на тарелке ввода орошения TIA 175 -1;

- сигнализируется высокий 1900 мм (LAH 611-1) и низкий 1000 мм (LAL 612 -1) уровни в кубе деэтанизатора;

- сигнализируется повышение до 2,75 МПа (27,5 кг/см²) и понижение до 2,0 МПа (20,0 кг/см²) давления верха деэтанизатора (контур PICA 475-1);

- предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) деэтанизатора, при достижении давления верха в деэтанизаторе 2,85 МПа, срабатывает сигнализатор PSНН 472-1, отсекая клапаном ОК472 теплоноситель в испаритель деэтанизатора Т-602.

Подвод тепла в куб деэтанизатора К-601 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 ^оС из печи П-601/3,4 через испаритель Т-602.

Тепловой режим испарителя Т-602 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования расхода FICA 517-1) с коррекцией по температуре "контрольной" тарелки деэтанизатора К-601 клапаном FV 517-1.

Пары углеводородов из деэтанизатора К-601 с температурой 25-58 ^оС поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-603/1,2, затем в концевой холодильник Т-604, частично конденсируются и охлаждаются. Далее смесь с температурой 3545 ^оС поступает в рефлюксную емкость Е-601, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газ из емкости Е-601 через клапан PV481-1 сбрасывается на прием компрессоров завода, а жидкость насосом НЦ-601/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) с температурой 3545 ^оС подается на орошение в деэтанизатор К-601.

Схемой автоматизации предусмотрено:

• измерение и регулирование температуры верхнего продукта деэтанизатора К-601 на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-603/1,2 изменением угла поворота лопастей вентилятора Т-603/1,2 (контур, регулирования TICA 178-1-1,2);

• дистанционное управление жалюзи Т-603/1,2;

• измерение и регулирование температуры продукта на выходе из концевого холодильника Т-604 клапаном TV181-1 на потоке антифриза из холодильника Т-604;

• измерение и регулирование давления в рефлюксной емкости Е-601 (контур PICA 481-1) клапаном PV481-1 на сбросе газа из емкости Е-601 на прием компрессоров завода;

• измерение и сигнализация повышения давления в емкости Е-601 до 2,7 МПа (27,0 кг/см²) (PAH 481-1);

• измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа перепада давления на сетке каплеотбойника емкости Е-601 (контур PdIA 482-1);

• измерение и регулирование расхода орошения в деэтанизатор К-601 (клапаном FV515-1) с коррекцией по уровню в рефлюксной емкости Е-601 (контур FICA 515-1);

• предупредительная сигнализация высокого 1150 мм (LAH 617-1, LAH 679-1) и низкого 750 мм (LAL 618-1) уровня в рефлюксной емкости Е-601.

Безопасная работа рабочего насоса НЦ-601/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

• при аварийном понижении перепада давления между нагнетанием и всасе насоса 0,284 МПа (датчик РdSA 307-1-1,2);

• при аварийном понижении уровня 400 мм в рефлюксной емкости Е-601 (LSLL 619-1);

• при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

• при возникновении пожара в помещении технологической насосной.

Жидкость из деэтанизатора К-601 с температурой 95115 ⁰С и давлением 2,00-2,75 МПа (20,0-27,5 кг/см²) поступает в испаритель Т-602, подогревается до температуры 115 ^оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 110 ^оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку, а деэтанизированная жидкость из испарителя Т-602 самотеком через клапан FV516-1 регулятора расхода (FICA 516-1) с коррекцией по уровню в испарителе (LICA 516-1) поступает в колонну К-602.

Предельно допустимые границы высокого 1250 мм и низкого 400 мм уровня в испарителе Т-602 сигнализируются (LAH 614-1 и LAL 615-1, соответственно).

В депропанизатор К-602 подается два потока сырья: поток деэтанизированной жидкости (с температурой 87 ^оС и давлением 1,75 МПа) после колонны К-601 и углеводороды жидкие (с температурой 6567 ⁰С и давлением 1,75 МПа) с установки низкотемпературной ректификации (УЖ НТКР) через кран с дистанционным управлением № 8 клапан (FV512-1) регулятора расхода. Расход, давление и температура УЖ НТКР замеряются.

Назначение колонны депропанизатора К-602 - извлечение пропановой фракции из суммарного потока ШФЛУ и углеводородов жидких НТКР.

Режим работы депропанизатора К-602:

- давление верха (абс.) 1,5-1,7 МПа (15-17 кгс/см²);

- температура верха 48  52 ^оС;

- температура куба 108  130 ^оС;

- температура "контрольной" тарелки № 32 95-115 ^оС;

- расход орошения до 37500 кг/ч;

- расход питания из К-601 до 48000 кг/ч.

Рабочий режим депропанизатора К-602 поддерживается в регламентных пределах следующим образом:

- замеряется температура питания депропанизатора К-602 (ТIA 189-1-1);

- замеряется температура в разных точках по высоте депропанизатора К-602 (ТIA 189-1-2, ТIA 189-1-9, ТIA 189-1-14, ТIA 189-1-29, ТIA 189-1-37, ТIA 189-1-k); нефть газ переработка

- замеряется перепад давления в укрепляющей части депропанизатора и сигнализируется его повышение до 0,025 МПа (РdIA 400-1);

- регулируется давление верха депропанизатора клапаном PV 390-1 на трубопроводе паров верха депропанизатора в конденсаторы Т-606/1-4;

- сигнализируются минимальное и максимальное регламентные значения давления верха (РICA 390-1);

- предусмотрена противоаварийная защита (ПАЗ) депропанизатора при повышении давления верха до 1,75 МПа (PSHH 387-1) отсечкой подачи теплоносителя в испаритель депропанизатира клапаном OK387;

- регулируется расход обратного теплоносителя из испарителя депропанизатора Т-605 (FICA 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора (ТICA 521-1) клапаном FV 521-1 на трубопроводе обратного теплоносителя от Т-605 в емкость Е-608;

- регулируется расход орошения на подаче в депропанизатор (датчик FICA 518-1) клапаном FV518-1 на трубопроводе орошения;

- сигнализируются предельно допустимые границы высокого 1400 мм (LAH 621-1) и низкого 700 мм (LAL 622-1) уровня в кубе депропанизатора.

Подвод тепла в куб депропанизатора К-602 осуществляется теплоносителем из печи П-601/3,4 (275 ^оС) через испаритель Т-605.

Жидкость из куба пропановой колонны К-602 с температурой 108  130 ^оС поступает в испаритель Т-605, подогревается до температуры 115  130 ^оС, где из нее отпариваются легкие компоненты. Пары углеводородов с температурой 115  130 ^оС возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Тепловой режим испарителя Т-605 поддерживается регулированием расхода обратного теплоносителя (контур регулирования 521-1) с коррекцией по температурам "контрольных" тарелок депропанизатора К-602 установкой регулирующего клапана FV521-1 на теплоносителе от Т-605.

Пары пропановой фракции из колонны К-602 с температурой 4852 ^оС через клапан PV390-1 поступают на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения Т-606/1-4, затем в теплообменник доохлаждения пропана Т-607, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30  45 ^оС поступают в рефлюксную емкость Е-602.

Давление в рефлюксной емкости Е-602 поддерживается двумя регуляторами давления с раздельным диапазоном регулирования: в случае переохлаждения продукта регулятор давления, имеющий уставку 1,2 МПа, поддерживает давление в рефлюксной емкости перепуском части горячих паров из депропанизатора К-602 через клапан PV394-1-1; при росте давления более 1,67 МПа по команде регулятора, имеющего уставку 1,6 МПа открывается клапан PV394-1-2 на трубопроводе сброса отдувки из емкости Е-602 в факельный коллектор. Оба регулятора работают от одного РАН датчика давления РIC 394-1. Кроме регулирования, предусмотрена регистрация давления и аварийная сигнализация при повышении давления в рефлюксной емкости до 1,6 МПа (РАН 394-1).

Температура продукта на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-606/1-4 регулируется (ТICA 195-1-1_4) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи датчики GV 811-1-1_4.

Регулирование температуры (ТIC 200-1) продукта на выходе из теплообменника доохлаждения пропана Т-607 осуществляется клапаном TV 200-1 на трубопроводе обратного антифриза - хладоагента от теплообменника Т-607.

Пропановая фракция из рефлюксной емкости Е-602 с температурой 35  45 ⁰С после насоса НЦ-603/1,2 (1 раб. + 1 рез.) делится на два потока. Один из потоков в качестве орошения через клапан FV 518-1 подается в пропановую колонну К-602, а избыток по уровню в емкости Е-602 через клапан LV 629-1 подается на склад готовой продукции. Расход (FI 519-1), давление (РI 396-1) и температура (ТI 206-1) пропановой фракции на выходе с установки измеряются с выносом показаний в ЦПУ.

Кроме регуляторов уровня и давления, на емкости Е-602 предусмотрены:

- измерение и сигнализация повышения до 0,005 МПа (5 кПа) перепада давления на сетке каплеотбойника (РdIA 395-1);

- сигнализация высокого 1650 мм (датчики LAH 627-1, LAH 680-1) и низкого 950 мм (датчик LAL 628-1) уровня;

- сигнализация аварийно низкого уровня 400 мм (датчик LSLL 630-1) с одновременной ПАЗ рабочего насоса НЦ-603/1,2.

Безопасная работа насоса НЦ-603/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении уровня до 400 мм в рефлюксной емкости Е-602 (датчик LSLL 630-1);

- при повышении температуры подшипников до 90 ^оС (TSHH 101 -1);

- при "сухом" протоке через насос НЦ-603/1 (FSLL 540-1-1);

- при повышении давления в статоре насоса НЦ-603/2 PSHH 101-1-2 до 0,15 МПа;

- при понижении давления на выкиде насоса НЦ-603/2 (PSLL 540-1-2) до 1,76 МПа;

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- возникновении пожара в технологической насосной.

Депропанизированное сырье из испарителя Т-605 с температурой 108  130 ^оС и давлением 1,5-1,7 МПа самотеком через клапан FV 522-1 регулятора расхода (датчик FICA 522-1) с коррекцией по уровню в испарителе Т-605 (датчик LIC 522-1) поступает к подогревателю Т-622 дебутанизатора К-603.

Предельно допустимые границы высокого 920 мм и низкого 350 мм уровня в испарителе Т-605 сигнализируются (LAH 623-1, LAL 624-1, соответственно).

Поступающее на дебутанизацию сырье подогревается теплоносителем (керосином) от печи П-601 в подогревателе Т-622. Температура сырья на выходе из подогревателя Т-622 измеряется и регулируется (датчик ТIC 210-1) клапаном TV 210-1 на трубопроводе теплоносителя от подогревателя Т-622.

Подогретый в подогревателе Т-622 поток депропанизированного сырья с температурой 55-102 ^оС и давлением 0,43-0,58 МПа поступает в качестве питания на 19, 21 и 22 тарелки дебутанизатора К-603. Температура потока, поступающего на 21 тарелку дебутанизатора, измеряется (датчик ТI 21З-1-1).

Назначение колонны - дебутанизатора К-603 - извлечение бутановой фракции.

Режим работы дебутанизатора К-603:

- давление верха 0,43-0,58 МПа (43-58 кгс/см²);

- температура верха 5458 ^оС;

- температура куба 104  1142 ^оС

- температура сырья 55-70 ^оС;

- температура "контрольной" тарелки №30 93 97 ^оС;

- температура "контрольной" тарелки №34 98  101 ^оС;

- расход орошения 12600  36000 кг/ч.

Рабочий режим дебутанизатора поддерживается следующим образом:

- давление верха К-603 измеряется и регулируется (PICA 409-1) клапаном PV409-1 на трубопроводе паров верха К-603 к конденсатору Т-609/1-3;

- сигнализируются предельные отклонения давления верха К-603 от регламентных значений;

- измеряется перепад давления по укрепляющей части К-603 и сиг-нализируется повышение перепада давления до 0,023 МПа (датчик РdIA 405-1);

- измеряется температура в кубе (ТI 213-1-k), на тарелке № 30 (ТI 213-1-30), на тарелке № 34 (ТI 213-1-34) на тарелке № 18 (ТI 213-1-18) и на верху (ТI 213-1-1) дебутанизатора;

- сигнализируется аварийно высокое давление верха 0,6 МПа (PSНН 404-1) и ПАЗ дебутанизатора отсечкой подачи теплоносителя в испаритель Т-608 клапаном ОК404;

- сигнализируется высокий 1400 мм (LAH 632-1) и низкий 1100 мм (LAL 633-1) уровень в кубе дебутанизатора К-603;

- регулируется расход (FICA 523-1) орошения в дебутанизатор К-603 клапаном FV 523-1 на трубопроводе орошения.

Подвод тепла в куб дебутанизатора К-603 осуществляется теплоносителем из печи П-601 (275 ^оС) через испаритель Т-608.

Тепловой режим испарителя Т-608 поддерживается регулятором расхода (FIC 525-1) обратного теплоносителя от испарителя Т-608 с коррекцией по температуре "контрольных" тарелок дебутанизатора (ТIC 525-1) клапаном FV 525-1.

Пары бутановой фракции от верха дебутанизатора К-603 с температурой 5458 ^оС через клапан PV 409-1 регулятора давления (РICA 409-1) поступают на конденсацию в аппараты воздушного охлаждения Т-609/1-3. Температура продукта на выходе из каждого из аппаратов Т-609/1-3 регулируется (ТI 219-1-1,2,3) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи Т-609/1-3 (GV 812-1-1,2,3).

Далее, продукт после Т-609/1-3 поступает в концевой холодильник Т-610 на дополнительную конденсацию и охлаждение, откуда поступает в рефлюксную емкость Е-603 с температурой 30 45 ^оС и давлением 0,25-0,42 МПа. Температура продукта на выходе из Т-610 регулируется (ТIC 225-1) клапаном на трубопроводе обратного хладоагента (антифриза) из холодильника Т-610.

Работа указанных регуляторов аналогична работе регуляторов давления в рефлюксной емкости Е-602.

Кроме регулирования предусмотрена регистрация давления в Е-603, аварийная сигнализация (PAH 413-1) повышения давления в Е-603 до 0,42 МПа и предупредительная сигнализация повышения до 5 кПа перепада давления на сетке каплеотбойника Е-603 (РdIA 414-1).

Бутановая фракция с температурой 30  45 ^оС из рефлюксной емкости Е-603 забирается насосом НЦ-605/1,2 (1 раб.+ 1 рез.). Бутановая фракция разделяется на два потока на нагнетании насоса НЦ-605/1,2. Один поток через клапан FV 523-1 регулятора расхода (FICA 523-1) поступает в дебутанизатор К-603 в качестве орошения, а второй поток через клапан LV 640-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости Е-603 (LICA 640-1) подается к подогревателю Т-611 изобутановой колонны К-604.

В рефлюксной емкости предусмотрена предупредительная сигнализация повышения 1150 мм (LAН 638-1, LAН 681-1) и понижения 750 мм (LAL 639-1) уровня и аварийная сигнализация низкого уровня 400 мм (LSLL 641-1).

Безопасная работа насосов НЦ-605/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-603 (LSLL 641-1);

- при повышении температуры подшипников насоса НЦ-605/1 (TSНН 101-3);

- при "сухом" протоке через насос НЦ-605/1 (FSLL 541-1-1);

- при максимальном давлении в статоре насоса НЦ-605/2 (PSHH 101-1-4);

- при минимальном давлении на выкиде насоса НЦ-605/2 (PSLL 541-1-2);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении технологической насосной.

Кубовая жидкость К-603 из испарителя Т-608 самотеком поступает в колонну К-605. Расход (FIC 524-1) питания колонны К-605 регулируется клапаном FV524-1 и корректируется по уровню (LIC 524-1) в испарителе Т-608. Предельно-допустимые верхний и нижний уровни в испарителе Т-608 сигнализируются (LAH 635-1 и LAL 636-1, соответственно).

Бутановая фракция подается в теплообменник Т-611, где подогревается до температуры 58-64 ^оС и направляется в колонну К-604. Температура фракции на выходе из Т-611 (ТICA 233-1) регулируется клапаном TV 233-1 на потоке обратного теплоносителя от Т-611.

Назначение колонны К-604 - разделение бутановой фракции на н-бутан и изобутан.

Режим работы колонны К-604:

- давление верха 0,53-0,70 МПа (5,3-7,0 кгс/см²);

- температура верха 50  55 ^оС;

- температура куба 67  71 ^оС;

- температура "контрольной" тарелки №84 66  67 ^оС;

- расход орошения 25000  46000 кг/ч.

Рабочий режим бутановой колонны К-604 поддерживается следующим образом:

- давление верха (РICA 424-1) измеряется и регулируется кла-паном PV 424-1 на трубопроводе паров изобутановой фракции к аппарату воздушного охлаждения Т-612/1-3;

- измеряется и регулируется расход орошения (FICA 527-1) клапаном FV 527-1 на трубопроводе орошения в колонну;

- измеряется и регулируется температура на "контрольных" тарелках колонны (ТICA 528-1) изменением расхода теплоносителя на выходе из испарителя Т-614;

- измеряется температура на тарелках по высоте колонны (ТIA 236-1, ТIA 236-1-26, ТIA 236-1-35, ТIA 236-1-59, ТIA 236-1-80, ТIA 236-1-k);

- измеряется перепад давления в укрепляющей части колонны (PdIA 436-1) и сигнализируется его повышение до 0,058 МПа;

- сигнализируется повышение (LAH 643-1) и понижение (LAL 644-1) уровня в кубе колонны;

- предусмотрена предупредительная сигнализация отклонения давле-ния верха колонны от регламентных значений и ПАЗ колонны с автоматической отсечкой клапаном OK420 подачи теплоносителя в испаритель Т-614 при аварийном повышении давления верха (PSHH 420-1).

Подвод тепла к бутановой колонне К-604 осуществляется теплоносителем от печей П-601/3,4 (275 ^оС) через испаритель Т-614.

Жидкость из колонны К-604 с температурой 68  71 ^оС поступает в испаритель Т-614, где из нее отпариваются легкокипящие компоненты бутановой фракции.

Пары углеводородов возвращаются в куб колонны под нижнюю тарелку.

Тепловой режим испарителя Т-614 поддерживается регулированием расхода (FICA 528-1) обратного теплоносителя с коррекцией по температуре (ТICA 528-1) "контрольных" тарелок колонны К-604 установкой регулирующего клапана FV 528-1 на теплоносителе от Т-614.

Пары изобутановой фракции из колонны К-604 с температурой 52  54 ^оС через клапан PV 424-1 поступают в аппарат воздушного охлаждения Т-612/1-3, затем в концевой холодильник Т-613, конденсируются, охлаждаются и с температурой 30  45 ^оС поступают в рефлюксную емкость Е-604.

Температура продукта на выходе из каждого аппарата воздушного охлаждения Т-612/1-3 регулируется автоматически (ТIA 242-1-1) изменением угла поворота лопастей вентилятора Т-612/1-3. Предусмотрено также дистанционное управление жалюзи Т-612/1-3.

Температура продукта на выходе из теплообменника доохлаждения Т-613 регулируется (ТICA 245-1) клапаном TV 245-1 на трубопроводе обратного антифриза (хладоагента) от теплообменника Т-613.

Предусмотрено измерение давления в емкости (РICA 429-1) и предупредительная сигнализация повышения давления от регламентного значения, а также аварийная сигнализация при достижении давления 0,53 МПа (РАН 429-1); измеряется и сигнализируется перепад давления на сетке каплеотбойника емкости Е-604 0,005 МПа (5 кПа) (датчик РdIA 428-1), сигнализируется высокий 1500 мм (LAН 682-1, LAН 651-1) и низкий 950 мм (LAL 652-1) уровень в рефлюксной емкости Е-604.

Из рефлюксной емкости Е-604 изобутановая фракция с температурой 30 45 ^оС насосом НЦ 607/1,2 (1раб. + 1рез.) подается на орошение колонны К-604 через клапан FV 527-1. Балансовый избыток изобутановой фракции через клапан LV 650-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости (LICA 650-1) через кран № 4 с дистанционным управлением поступает на склад. Расход (датчик FIA 531-1), давление (РIA 432-1) и температура (ТIA 256-1) изобутановой фракции, поступающей на склад, замеряется и передается в ЦПУ.

Безопасная работа насосов НЦ-607/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

- при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-604 до 400 мм (LSLL 653-1);

- при повышении температуры подшипников насоса НЦ-607/1(TSНН 101-7);

- при "сухом" протоке через насос НЦ-607/1(FSLL 543-1-1);

- при повышении давления в статоре насоса НЦ-607/2 (PSHH 101-1-8) до 0,15 МПа (1,5 кг/см²);

- при понижении давления на выкиде насоса НЦ-607/2 (PSLL 543-1-2) до 1,15 МПа (11,5 кг/см²);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении насосной.

Кубовая жидкость колонны К-604 (бутановая фракция) из испарителя Т-614 с температурой 70  80 ^оС насосом НЦ-606/1,2 (1 раб.+ 1 рез.) через аппарат воздушного охлаждения Т-615, где охлаждается до температуры 35  45, и кран № 5 с дистанционным управлением подается на склад готовой продукции.

Схемой автоматизации испарителя Т-614 предусмотрено:

- регулирование уровня (LICA 646-1) клапаном LV 646-1 на тру-бопроводе после аппарата воздушного охлаждения Т-615;

- регулирование расхода теплоносителя (FICA 528-1) с коррекцией по температурам на "контрольных" тарелках колонны К-604 (ТICA 528-1) клапаном FV 528-1 на трубопроводе теплоносителя от испарителя Т-614;

- предупредительная сигнализация повышения (LAH 647-1) и пониже-ния уровня (LAL 646-1);

- аварийная сигнализация низкого уровня (LSLL 648-1).

Безопасная работа насосов НЦ-606/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении уровня в испарителе Т-614 (LSLL 648-1);

- при повышении температуры подшипников (TSHH 101-5,6);

- при "сухом" протоке через насос (FSLL 542-1,2);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении насосной.

Температура продукта на выходе из аппарата воздушного охлаждения Т-615 регулируется автоматически (ТICA 255-1) изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи.

Охлажденный в Т-615 продукт (фракция нормального бутана) поступает через кран № 5 с дистанционным управлением на склад готовой продукции. Измеряются с выносом в ЦПУ расход (датчик FIA 532-1), давление (датчик РIA 434-1) и температура (датчик ТIA 258-1).

В депентанизатор К-605 подается два потока сырья: дебутанизированный остаток из испарителя Т-608 колонны К-603 самотеком поступает в колонну К-605 (с температурой 70-80 ^оС и давлением 0,17-0,2 МПа) и дебутанизированный остаток (с температурой 70-85 ^оС и давлением 0,17-0,2 МПа) после колонны К-2 установки ГФУ-2. В трубопровод с дебутанизированным остатком из К-603 врезан трубопровод с дебутанизированным остатком с ГФУ-2 через отсечной кран № 02/15Q. Назначение колонны К-605 - извлечение фракции сумма пентанов (или фракции изопентановой) из дебутанизированного остатка.

Режим работы колонны К-605:

- давление верха 0,8-0,21 МПа (8-2,1 кгс/см²);

- температура верха 52  63 ^оС;

- температура сырья 70-85 ^оС;

- температура куба 78-117 ^оС;

- температура "контрольной" тарелки № 85 80  89 ^оС;

- температура тарелки № 101 83-99 ⁰С;

- расход орошения 18000-32000 кг/ч.

Рабочий режим колонны К-605 поддерживается следующим образом:

- давление верха регулируется (датчик РICA 443-1) клапаном PV 443-1 на трубопроводе паров верха колонны к аппарату воздушного охлаждения Т-616/1,2;

- предусмотрена предупредительная сигнализация повышения 0,21 МПа и понижения 0,08 МПа давления верха колонны (датчик РICA 443-1) и противоаварийная защита (ПАЗ) колонны отсечкой подачи теплоносителя клапаном ОК 438 в испаритель Т-618 при аварийно высоком давлении верха 0,23 МПа (PSНН 438-1);

- контролируется перепад давления в укрепляющей части колонны и сигнализируется его повышение 0,0487 МПа (датчик РdIA 442-1);

- регулируется расход орошения в колонну (датчик FICA 533-1) клапаном FV 533-1 на потоке орошения;

- регулируется температура (датчик ТICA 534-1) на "контрольных" тарелках изменением расхода теплоносителя от испарителя Т-618;

- измеряется температура на тарелках по высоте колонны (датчики ТIA 260-1-2, ТIA 260-1-22, ТIA 260-1-41, ТIA 260-1-61, ТIA 260-1-80, ТIA 260-1-101), в кубе колонны (датчик ТIA 260-1-k) и на входе питания (датчик ТIA 260-1-1);

- сигнализируется повышение (датчик LAH 655-1) и понижение (датчик LAL 656-1) уровня в кубе колонны.

Подвод тепла к колонне К-605 осуществляется теплоносителем (керосином) с температурой 275 ^оС от печи П-601/3,4 через испаритель Т-618.

Тепловой режим испарителя Т-618 поддерживается регулированием расхода теплоносителя (датчик FICA 534-1) с коррекцией по температуре "контрольных" тарелок (датчик ТICA 534-1) клапаном FV 534-1 на трубопроводе обратного теплоносителя от испарителя Т-618.

Кубовый продукт колонны К-605 – фракция гексановая (или бензин газовый стабильный) из испарителя Т-618 с температурой 110  111 ^оС насосом НЦ-608/1,2 (1раб.+1рез.) подается на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения Т-619/1-3.

В испарителе Т-618 измеряется и регулируется уровень (датчик LICA 658-1) клапаном LV 658-1 и сигнализируется его снижение до 270 мм.

Кроме того, сигнализируется высокий уровень в испарителе, равный 1070 мм, (датчик LAH 659-1) и аварийно низкий, равный 250 мм, (датчик LAL 660-1).

Безопасная работа насосов НЦ-608/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

- при аварийном понижении уровня в испарителе Т-618 (LSLL 660-1);

- при аварийном понижении перепада давления на насосе (датчик РdIA 333-1-1,2);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении насосной.

В аппаратах воздушного охлаждения Т-619/1-3 фракция гексановая охлаждается до температуры 35  45 ^оС, измеряемой на выходе из каждого аппарата (датчики ТIA 282-1-1_3) и направляется на склад готовой продукции через кран № 7 с дистанционным управлением. Расход (датчик FIA 536-1), давление (датчик РIA 451-1) и температура (датчик ТIA 283-1) на общем потоке фракции гексановой после Т-619/1-3 измеряются с выносом информации в ЦПУ. Кроме того, расход и давление фракции гексановой (или бензина газового стабильного) измеряются местным прибором UIR 536-1.

Пары фракции из колонны К-605 с температурой 64  65 ^оС через клапан PV 443-1 регулятора давления верха (датчик РICA 443-1) поступают в аппараты воздушного охлаждения Т-616/1,2, затем в концевой холодильник Т-617, конденсируются, охлаждаются и с температурой 35 45 ^оС поступают в рефлюксную емкость Е-605. На выходе из каждого аппарата Т-616/1,2 измеряется и регулируется температура (датчик ТIA 267-1-1,2) продукта изменением угла поворота лопастей вентилятора. Кроме того, предусмотрено дистанционное управление жалюзи аппаратов Т-616/1,2.

На выходе из теплообменника Т-617 измеряется и регулируется температура (датчик ТICA 270-1) клапаном TV 270-1 на трубопроводе обратного потока антифриза (хладоагента) от теплообменника Т-617.

Рабочий режим рефлюксной емкости Е-605 поддерживается следующим образом:

- измеряется давление и сигнализируется его повышение до 0,15 МПа (PAH 448-1);

- сигнализируется повышение до 0,005 МПа перепад давления на сетке каплеотбойника (датчик РdIA 447-1);

- сигнализируется повышение (LAH 663-1, LAH 683-1) и понижение (LAL 664-1) уровня в емкости.

Фракция сумма пентанов из рефлюксной емкости Е-605 поступает на всас насоса НЦ-609/1,2 (1раб.+ 1рез.) для подачи орошения в колонну через клапан FV 533-1 регулятора расхода (датчик FICA 533-1). Балансовый избыток через клапан LV 662-1 регулятора уровня в рефлюксной емкости Е-605 (датчик LICA 662-1) и через кран № 2 с дистанционным управлением поступает на склад готовой продукции.

Расход, давление и температура, подаваемой на склад фракции сумма пентанов, измеряются (датчики FIA 538-1, РIA 453-1 и ТIA 278-1, соответственно) с передачей информации в ЦПУ.

Безопасная работа насосов НЦ-609/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением каждого насоса:

- при аварийном понижении уровня в рефлюксной емкости Е-605 (LSLL 665-1);

- при повышении температуры подшипников (TSHH 106-1,2);

- при "сухом" протоке через насос (FSLL 544-1,2);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении насосной.

В качестве охлаждающего агента принят антифриз (хладоагент) с температурой замерзания не выше минус 40 ^оС.

4.2 Контур теплоносителя с печами П-601/3,4

Для обеспечения технологического процесса газофракционирования предусмотрена система теплоносителя (керосина марки КО-20). Контур теплоносителя состоит:

- из сепаратора топливного газа С-601;

- из расходной емкости теплоносителя Е-608;

- из дренажной емкости теплоносителя Е-609;

- из печей нагрева теплоносителя П-601/3,4.

Керосин со склада ГСМ завода через кран № 128 с дистанционным управлением поступает в расходную емкость теплоносителя Е-608. Через расходную емкость Е-608 заполняется контур теплоносителя, а также в нее осуществляется подпитка теплоносителем системы для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя.

Заполнение емкости Е-608 и подпитка керосином производится через кран № 61 с дистанционным управлением.

Из емкости Е-608 керосин насосом НЦ-612/1-3 (1 раб.+2 рез.) подается в параллельно работающие нагревательные печи П-601/3,4. В печах П-601/3,4 керосин нагревается до температуры 275 ^оС, объединяется в общий коллектор и в качестве теплоносителя подается в подогреватели сырья Т-620, Т-601, Т-622, Т-611 и испарители колонн Т-602, Т-605, Т-608, Т-614, Т-618.

Обратный теплоноситель от подогревателей и испарителей, объединившись в общий коллектор, возвращается в емкость Е-608 с температурой 134  210 ^оС и давлением 0,7 МПа.

В емкости Е-608 поддерживается давление двумя регуляторами давления с раздельным диапазоном регулирования.

Оба регулятора работают от одного датчика давления РICA 462-1.

Первый регулятор поддерживает давление 0,5 МПа в Е-608, клапаном PV 462-1-2 на подаче отбензиненного газа из сети завода. При увеличении давления в Е-608 до 0,55 МПа через клапан PV 462-1-2 второго регулятора сбрасывается отдувка в факельный коллектор.

При росте давления в емкости до 0,83 МПа предусмотрена аварийная сигнализация (PAH 462-1).

Уровень в емкости Е-608 измеряется (датчик LIA 674-1), а повышение до 1860 мм (LAH 684-1) и понижение до 600 мм (датчик LSLL 675-1) сигнализируется.

Безопасная работа насосов НЦ-612/1-3 обеспечивается автоматическими блокировками с отключением рабочего насоса:

- при аварийном понижении расхода на нагнетании насоса (датчик FSA 501 -1);

- при аварийном понижении давления на всасе насоса (PSLL 302-1-1,2);

- при аварийном понижении до 550 мм уровня в емкости Е-608 (LSLL 675-1);

- при загазованности в помещении технологической насосной, равной 50 % НКПВ;

- при возникновении пожара в помещении насосной теплоносителя.

Кроме того, предусмотрена предупредительная сигнализация повышения до 60 ⁰С температуры подшипников насоса (датчик ТIA 101-1-1_3).

Для освобождения испарителей, подогревателей и трубопроводов от теплоносителя - керосина предусмотрена подземная дренажная емкость Е-609.

Уровень теплоносителя - керосина в емкости Е-609 измеряется, а его повышение до 1900 мм и понижение до 300 мм сигнализируется (датчик LIA 676-1).

Температура продукта в емкости Е-609 измеряется (датчик ТIA 294-1).

Собранный в емкости Е-609 продукт передавливается отбензиненным газом в емкость Е-608.

Давление в емкости Е-609 поддерживается равным 1,2 МПа клапаном PV 464-1 регулятора (датчик РICA 464-1), установленным на трубопроводе газа передавливания.

Общий поток керосина, поступающий на печи П-601/3,4, делится на два потока клапанами FV 504-1-1,2 регуляторов расхода (датчики FICA 504-1-1,2) с коррекцией каждого регулятора по расходу суммарного потока (датчик FICA 501-1-1) на нагнетании насоса НЦ-612/1-3.

Печи П-601/3,4 являются четырехпоточными по теплоносителю. Расход теплоносителя по каждому потоку измеряется (датчик FIA 505б-1-1_8) с выносом информации в ЦПУ и регистрируется местным прибором FIR 505-1-1-4.

Нагрев теплоносителя в печи П-601/3,4 осуществляется сжиганием в топке печи топливного газа. С этой целью из сети завода принимается отбензиненный газ через кран № 1 с дистанционным управлением в топливный сепаратор С-601 с давлением 3,5  3,9 МПа и температурой 20  50 ^оС.

Кроме того, от коллектора отбензиненного газа предусмотрена подача в емкости Е-606, Е-613, Е-608, Е-609, Е-611 и на продувку факельного коллектора.

Расход (датчик FIA 510-1), давление (датчик РIA 3083-1) и температура (датчик ТIA 142-1) поступающего отбензиненного газа измеряются с выносом информации в ЦПУ и регистрацией расхода и давления местным прибором UIR 510-1.

Из топливного сепаратора С-601 газ поступает на сжигание в топки печей П-601/3,4. Давление газа в сепараторе С-601 измеряется и регулируется двумя регуляторами с раздельным диапазоном регулирования. Оба регулятора работают от одного датчика PICA 457-1. Один из регуляторов поддерживает давление в С-601, равное 0,45 МПа, клапаном PV 457-1-2. При возрастании давления в С-601 до 0,55 МПа второй регулятор через клапан PV 457-1-1 сбрасывает отдувку в факельный коллектор. Расход и температура газа, поступающего к печам П-601/3,4, измеряется (датчики FIA 539-1 и ТIA 287-1, соответственно). Понижение давления газа в сепараторе С-601 до 0,45 МПа сигнализируется PAL 3113-1, а понижение до 0,4 МПа и повышение до 0,55 МПа сигнализируется PAH 457-1, PAL 457-1.

Жидкость из сепаратора С-601 через клапан LV 669-1 регулятора уровня в сепараторе (датчик LICA 669-1) выводится в подземную дренажную емкость Е-611.

Повышение уровня жидкости в сепараторе С-601 до 450 мм и понижение до 200 мм сигнализируется LAH 667-1, LAL 668-1, соответственно.

Кроме того, предусмотрена сигнализация повышения до 0,005 МПа перепада давления на сетке каплеотбойника С-601 (датчик РdIA 458-1).

Подготовленный в С-601 топливный газ поступает в общий коллектор, куда при необходимости через кран № 130 с дистанционным управлением подается также топливный газ из трубопровода тепломатериалопроводов завода, и подается на сжигание в топки печей нагрева теплоносителя П-601/3,4. Печи П-601/3,4 являются двухпоточными по газу.

Технологической схемой для каждой печи предусмотрена раздельная подача топливного газа на основные горелки и на пилотные горелки по каждому потоку. Далее описание схемы выполнено для одной печи. Описание для второй печи аналогично.

На общем коллекторе подачи газа на печь предусмотрены регистрация расхода и давления газа местным прибором UIR 503-1-1.

Топливный газ через отсечной кран ОК 809-1, отсечной клапан ОК 364/366-1 и клапаны PV 364-1-1 и PV 366г/1-1 подается в коллекторы потоков топливного газа. Далее топливный газ поступает к основным горелкам печи.

Топливный газ через клапаны PV 3127-1 и PV 3128-1 соответствующих местных регуляторов давления PICA 3127-1 и PICA 3128-1 поступает на каждый из двух потоков к пилотным горелкам.

На каждом из потоков топливного газа предусмотрено регулирование давления (датчики давления РICA 364-1-1 и РICA 366-1-1, соответственно) с корректировкой каждого регулятора давления по температуре нагретого теплоносителя на общем потоке на выходе из П-601/3 (датчик TICA 137-1-1).

При уменьшении расхода горячего теплоносителя потребителями балансовый избыток горячего теплоносителя через клапан PV 373-1 регулятора давления (датчик РICA 373-1) перепускается в емкость Е-608.

Схемой автоматизации предусмотрена предупредительная сигнализация:

- повышения до 0,35 МПа и понижения до 0,10 МПа давления газа на потоках на подаче к основным горелкам печи (датчики РICA 364-1-1 и РICA 366-1-1, соответственно);

- повышения температуры горячего теплоносителя до 285 ^оС в общем коллекторе на выходе из печи (датчик ТICA 137-1-1);

- понижение разрежения в печи до 0,00002 МПа (датчики РISA 370-1-1_4, PIA 3124-1-1_3);

- понижения разрежения в коллекторе дымовых газов на входе в экономайзер Э-601.1 до 0,00009 МПа (датчик РIA 3123-1_3);

- повышения температуры до 860 ^оС на перевале печи (датчики ТISA 1002-1-1, ТISA 1002-2-1, TISA 1002-3-1);

- понижения расхода теплоносителя на печь (датчик FISA 504-1-1);

- загазованности площадки печи 20 % НКПВ (датчик QS 904-1_8).

Противоаварийная защита (ПАЗ) печи обеспечивается автоматическим закрытием клапана - отсекателя ОК 809-1 на коллекторе топливного газа к печи:

- при повышении до 0,40 МПа и понижении до 0,06 МПа давления топ-ливного газа на потоках к основным горелкам (датчики PSHH 365-1, PSHH 367-1, PSLL 365-1, PSLL 367-1);

- при понижении до 0,05 МПа давления топливного газа на потоках к пилотным горелкам (датчики PSLL 3129-1, PSLL 3130-1);

- при понижении расхода теплоносителя к печи до 120 т/час (датчик FISA 504-1-1);

- при понижении давления воздуха КИП в коллекторе к пневмо-приводам до 0,3 МПа (датчик PSLL 3116-1);

- при повышении до 300 ^оС температуры теплоносителя на выходе из печи (датчик TISA 137-1-1);

- при погасании пламени в топке печи (BS 920-1);

- при понижении до 0,00001 МПа разрежения в топке печи (датчик РISA 370-1);

- при повышении до 500 ⁰С температуры отходящих дымовых газов (датчики ТISA 135-1-1, ТISA 135-2-1, ТISA 135-3-1);

- при повышении температуры до 900 ^оС - прогаре змеевика (датчики ТISA 1002-1-1, ТISA 1002-2-1,ТISA 1002-3-1);

- при загазованности площадки печи 50 % НКПВ (датчик QS 904-1);

- при пожаре.

Кроме того, предусмотрена автоматическая отсечка клапаном ОК 364/366-1 подачи топливного газа на печь (общий коллектор) при понижении до 0,051 МПа давления на потоках топливного газа к основным горелкам (датчики PSLL 3125-1, PSLL 3126-1).

Резкое повышение температуры до 900 ^оС в печи свидетельствует о прогаре змеевиков печи.

Схема противоаварийной защиты (ПАЗ) печи при прогаре змеевиков предусматривает автоматическое управление следующими кранами:

-закрывается клапан ОК 809-1 на общем коллекторе, отсекая подачу топливного газа на печь с одновременной подачей пара в топку печи открытием крана № 35;

- закрываются кран № 38 на входе теплоносителя в печь и кран № 31 на выходе из печи;

- открывается кран № 30 на подаче пара в дренажный трубопровод и в течение двух минут пар поступает в дренажный трубопровод печи. По истечении двух минут кран № 30 закрывается;

- кран № 32 на трубопроводе дренажа теплоносителя со стороны входа открывается и через 5 сек. после его открытия открывается кран № 36 на подаче пара в змеевики со стороны входа теплоносителя;

- открывается кран № 33 на трубопроводе дренажа теплоносителя со стороны выхода и через 5 сек. после его открытия открывается кран № 37 на подаче пара в змеевики со стороны выхода теплоносителя.

Дренаж горячего теплоносителя при прогаре змеевиков печей П-601/3,4 осуществляется в существующую заводскую систему.

Предусмотрена паровая завеса печи для предотвращения проникновения к печи "облака" горючей газо-воздушной смеси при аварии на технологической установке.

При достижении загазованности 50 % НКПВ, кроме автоматической отсечки топливного газа клапаном ОК 809-1 и подачи пара в топку печи открытием крана № 35, открывается кран № 34 на подаче пара на паровую завесу.

Предусмотрена подача предупредительного звукового сигнала за 30 секунд до включения паровой завесы для эвакуации персонала с площадки печи. Включение паровой завесы предусмотрено также дистанционно и по месту.

4.3 Дренажная система и утилизация факельных газов

Поступают самотеком в подземную дренажную емкость Е-611 через кран № 62/1 с дистанционным управлением:

• конденсат от аппаратов Е-1100, Е-1101 объекта 1932-23-19 (факельное хозяйство);

• дренируемые жидкости от аппаратов К-601, Т-601, Е-601, Т-603, Т-602, Т-621, Т-604, НЦ-601, (л.л.2.3, 2.4), К-602, Т-605, Е-602, Т-606, Т607, НЦ-603 (л.л. 2.5, 2.6);

• дренируемые жидкости от аппаратов К-603, Е-603, Т-608, Т-609, Т-610, Т-622, НЦ-605 (л.л. 2.7, 2.8);

• дренируемые жидкости от аппаратов Т-614, К-604, Е-604, Т-611, Т-612, Т-613, Т-615, НЦ-606, НЦ-607 (л.л. 2.9, 2.10);

• дренируемые жидкости от аппаратов К-605, Т-618, Е-605, НЦ-608, НЦ-609, Т-618, Т-619, Т-617 (л.л.2.11, 2.12);

• дренируемые жидкости от аппаратов С-601 (л.2.13);

• сбросы с предохранительных клапанов насосов.

При заполнении емкости Е-611 краны № 62/1 на приеме продукта и № 65/1 на сбросе газа из Е-611 на факел открыты. Краны № 64/1 на трубопроводе газа передавливания и № 126/1 на трубопроводе газа на утилизацию, а также кран № 63/1 на трубопроводе подачи жидких продуктов в линию подачи сырья в Т-620 закрыты.

Предусмотрена работа крана № 62/1 в автоматическом режиме: при достижении уровня в емкости Е-611 равного 1800 мм кран № 62/1 закрывается, а при понижении уровня в емкости Е-611 до 300 мм - открывается (датчик LISA 677-1).

Температура в емкости Е-611 измеряется (датчик ТIA 297-1).

При достижении уровня в емкости Е-611 1800 мм кран № 62/1 автоматически закрывается, вручную дистанционно или по месту закрывается кран № 65/1 на сбросе на факел. Затем открываются вручную краны № 63/1 и № 64/1 и жидкость выдавливается газом в трубопровод сырья к теплообменнику Т-620.

Понижение уровня до 300 мм сигнализируется. При этом вручную закрывают краны № 64/1 и № 63/1, а затем открывают кран № 126/1 и стравливают газ на установку утилизации завода. При понижении давления в емкости Е-611 до 0,03 МПа кран № 126/1 по команде сигнализатора давления PAL 001-1 автоматически закрывается.

После закрытия крана № 126/1 открывается вручную кран № 65/1. Емкость Е-611 готова к приему дренажных стоков.

Для сбора углеводородов при аварийном дренировании аппаратов (К-601, Т-602, Е-601, К-602, Т-601, Е-602, К-603, Т-608, Е-603, К-604, Т-614, Е 604, К-605, Т-618, Е-605) предусмотрены две подземные, аварийные дренажные емкости Е-613/1,2. На каждой из емкостей Е-613/1,2 предусмотрено:

- измерение температуры (датчик ТIA 299-1-2);

- измерение уровня (датчик LIA 678-1 -2);

- установка кранов с дистанционным управлением № 89/1,2 на дренажном коллекторе в емкость, № 90/1,2 на трубопроводе подачи жидкости из емкости в коллектор сырья к Т-620, № 92/1,2 на уравнительной линии и № 91/1,2 на газе передавливания жидкости из емкости.

При достижении уровня 1800 мм в емкости Е-613/1 и поступлении сигнала высокого уровня (датчик LIA 678-1-1), вручную дистанционно или по месту перекрываются краны № 89/1 и № 92/1 и открываются краны № 90/1 № 91/1.

При снижении уровня до 300 мм в емкости Е-613/1 по сигналу низкого уровня (датчик LIA 678-1-1) производится обратное переключение кранов: краны № 91/1 и № 90/1 закрываются, а краны № 89/1 и № 92/1 открываются и емкость готова к приему дренажных стоков.

Операции по освобождению емкости Е-613/2 от дренажной жидкости аналогичны.

Газы стравливания (от аппаратов и предохранительных клапанов) поступают по факельному коллектору в факельную систему 7/8 завода или в факельный сепаратор С-602. В сепараторе газ отделяется от жидких продуктов и подается в систему факельного хозяйства ГФУ-300 (блок 5), а жидкость стекает через кран № 24 с дистанционным управлением в дренажную емкость Е-606.

Уровень жидкости в факельном сепараторе С-602 измеряется, а его повышение до 600 мм сигнализируется (датчик LIA 671-1).

Собранная в подземную емкость Е-606 жидкость затем выдавливается отбензиненным газом в трубопровод сырья к Т-620. В емкости Е-606 замеряется температура (датчик ТIA 292-1) и уровень (датчик LIA 672-1). При достижении в емкости Е-606 уровня 1350 мм автоматически перекрываются краны № 24 на сливе жидкости из факельного сепаратора С-602 и № 25 на уравнительной линии емкости и открываются краны № 22 на подаче отбензиненного газа на передавливание и № 23 на подаче жидкости в трубопровод сырья из емкости Е-606. При достижении уровня 300 мм в емкости Е-606 автоматически в обратном порядке осуществляется переключение кранов: краны № 23 и № 22 закрываются, а краны № 24 и № 25 открываются.

Кроме того, предусмотрена аварийная сигнализация высокого уровня в емкости Е-606 (датчик LAH 685-1).

Для продувки факельного коллектора в его начало подается отбензиненный газ от сети завода. Расход газа на продувку измеряется и регулируется клапаном FV 545-1 регулятора расхода (датчик FICA 545-1). При понижении расхода отбензиненного газа до 153 кг/час, срабатывает сигнализация (датчик FISA 545-1), автоматически открывая кран № 129 на трубопроводе азота от сети завода. Расход азота на продувку коллектора замеряется местным прибором FI 550.

4.4 Факельная система

Газы стравливания от аппаратов и предохранительных клапанов подаются в факельную систему 7/8 завода или могут поступать в факельное хозяйство ГФУ-300 (предусмотрено проектом). На участке № 4 тепломатериалопроводов (ТМП) для сбора возможного выпадения углеводородного конденсата из факельного коллектора от факельного сепаратора С-602 предусмотрена установка подземной дренажной емкости Е-1101. В емкости Е-1101 измеряется и регистрируется температура (датчик ТIA 112) и замеряется уровень (датчик LIA 604-1). При достижении уровня 1300 мм по команде сигнализатора (датчик LISA 604-1) автоматически закрываются электроприводные задвижки № 9 на входе конденсата в емкость Е-1101 и № 11 на уравнительной линии и открываются электроприводные задвижки № 10 на трубопроводе конденсата и № 12 на газе передавливания и углеводородный конденсат передавливается в дренажную емкость Е-611. При снижении уровня в емкости до 300 мм перекрываются автоматически задвижки № 10 и № 12 и открываются задвижки № 9 и № 11 для приема конденсата. Во избежание переполнения емкости предусмотрена аварийная сигнализация уровня 1350 мм в емкости (датчик LAH 605).

Газы стравливания из факельного сепаратора С-602 установки ГФУ-300 по факельному коллектору поступают в факельный сепаратор С-1100 факельного хозяйства.

В факельном сепараторе С-1100 происходит выделение жидкости из газа. Жидкость из С-1100 самотеком поступает в дренажную подземную емкость Е-1100, а газ направляется в факельную трубу на сжигание.

В факельном сепараторе С-1100 предусмотрены измерение и регистрация уровня жидкости и сигнализация достижения высокого уровня, равного 900 мм (датчик LIA 601).

В факельный коллектор перед входом в сепаратор через электроприводные задвижки № 1 и № 8 подается отбензиненный газ из сети завода. Расход подаваемого газа измеряется, регистрируется и регулируется клапаном FV 503-1 регулятора (датчик FICA 503-1, FSA 503-2) на потоке подаваемого газа.

В подземной дренажной емкости Е-1100, куда из факельного сепаратора С-1100 самотеком через открытую электроприводную задвижку № 3 поступает жидкость, предусмотрены измерение и регистрация температуры (датчик ТIA 105) и уровня (датчик LIA 602).

Удаление жидкости из емкости Е-1100 производится в дренажную емкость Е-611 путем передавливания отбензиненным газом из сети завода. Давление газа передавливания на подаче к Е-1100 регулируется клапаном PV 317 регулятора давления "после себя" (датчик РICA 317).

Работа процесса передавливания жидкости из Е-1100 газом автоматизирована.

При достижении уровня в емкости Е-1100 1350 мм автоматически от контакта сигнализатора высокого уровня (датчик LISA 602, LAH 603) закрываются электроприводные задвижки № 3, 5, 7 и открываются электроприводные задвижки № 4, 6. Жидкость выдавливается из емкости Е-1100 до уровня 300 мм. При достижении уровня 300 мм операции по переключению проходят в обратном порядке: закрываются электроприводные задвижки № 4, 6 и открываются электроприводные задвижки № 3, 5, 7.

Розжиг факела производится через блок розжига, куда подается отбензиненный газ из сети завода и воздух КИП и А из сети завода. В соответствии с рабочей инструкцией по розжигу факела разжигаются дежурные горелки (так называемый запальник факела) через систему дистанционного зажигания факела СЗФ ЗУ1-2.

Давление газа на подаче из сети завода составляет 0,5 МПа, измеряется, регистрируется и регулируется клапаном PV322 регулятора давления (датчик РICA 322) "после себя".

При понижении давления до 0,15 МПа автоматически по сигналу низкого давления открывается электроприводная задвижка № 2 на подаче азота в факельный коллектор перед сепаратором С-1100.

Давление газа на подаче к системе розжига измеряется, регистрируется и регулируется клапаном PV321 регулятора давления (датчик РICA 321) "после себя". Понижение давления газа до 70 кПа сигнализируется (датчик РICA 321).

Кроме того, измеряется и регистрируется температура в оголовке факельной трубы (4 датчика ТIA 108-1-1_4) и сигнализируется ее понижение.

Расход газа к стволу факела измеряется, регистрируется и его понижение до 170 кг/ч сигнализируется (датчик FIA 502).

4.5 Установки утилизации тепла печей П-601/3,4

Установка утилизации тепла дымовых газов печей П-601/3,4 состоит для каждой печи:

- из экономайзера Э-601;

- из двух дымососов Д-601;

- из бака для воды;

- из двух насосов НЦ-601.

Далее приведено описание технологической схемы и схемы автоматизации установки утилизации тепла дымовых газов печи П-601/3. Для утилизации тепла дымовых газов печи П-601/4 схема аналогична.

Дымовые газы печи П-601/3 с температурой 450 ^оС проходят экономайзер Э-601.1, отдавая тепло поступающей в экономайзер воде, с температурой 70 ^оС и давлением 0,65 МПа (изб.), и параллельно работающими дымососами Д-601.1/1,2 (1раб.+1рез.) выбрасываются в отдельно стоящую дымовую трубу печи.

Температура дымовых газов на входе в экономайзер Э-601.1 замеряется (датчик TIA 131-1-1).

Вода, поступающая в экономайзер Э-601.1, нагревается до 114 ^оС и поступает в систему тепломатериалопроводов. Температура нагретой воды на выходе из Э-601.1 замеряется, а повышение ее температуры до 114 ^оС сигнализируется (датчик ТIA 131-1-1).

Безопасная работа дымососов обеспечена автоматическим включением резервного дымососа при понижении давления на нагнетании рабочего до 0,75 кПа (датчик PSLL 342-1-1) и отключением дымососов при включении паровой завесы печей.

Вода химочищенная поступает в бак Е-601.1 из системы тепломатериалопроводов (ТМП) завода через электроприводную задвижку № 1. Температура поступающей в бак воды 25 ^оС. Из бака Е-601.1 вода 114 ^оС, поступает в сеть тепломатериалопроводов для отопительных целей. Обратная вода с температурой 70 ^оС через грязевик ГР-1 возвращается в бак Е-601.1. Уровень воды в баке поддерживается в границах 1800 - 2100 мм. Подпитка тепловой сети производится химически очищенной водой от существующей котельной через электроприводную задвижку № 1 от контактов сигнализатора уровня LISA (датчик LISA 608-1-1). Предусмотрена также аварийная подпитка баков водопроводной водой через электроприводную задвижку № 2.

Безопасная работа насосов НЦ-601.1/1,2 обеспечивается автоматическими блокировками, отключающими работающие насосы:

- при понижении напора на нагнетании насоса до 0,3 МПа (PSLL 347-1-1);

- при понижении до 700 мм уровня в баке Е-601.1 (датчик LISA 608-1-1);

- при включении паровой завесы печи.

4.6 Узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя

Узел подачи затворной жидкости к насосам теплоносителя НЦ-612/1  НЦ-612/3 состоит из двух маслозаправочных станций СМЗ-0,25 с объемом баков 0,25 м³, трех пружинных аккумуляторов АПГ-1 (по одному на каждый насос) емкостью 4 литра и ручного насоса НР-1.

Турбинное масло из бочки ручным насосом закачивается в маслозаправочные станции, откуда насосами масло закачивается в аккумуляторы АПГ-1.

Из аккумуляторов АПГ-1 масло поступает к насосам НЦ-612/1  НЦ-612/3, создавая затвор в торцевых уплотнениях насосов.

Безопасная работа узла подачи затворной жидкости обеспечивается блокировкой с автоматическим отключением маслостанций СМЗ-0,25/1, СМЗ-0,25/2 при загазованности, равной 50 % НКПВ.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Общие правила поведения работающих на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях

Каждый работающий на рабочем месте должен руководствоваться общими правилами внутреннего трудового распорядка, соблюдать правила пожарной безопасности.

Технологические трубопроводы на предприятии проложены как под землей, так и над землей – по эстакадам. Под землей находится сеть промышленной канализации. Неисправность подземных трубопроводов трудно обнаружить. Газ, выходящий через дефектное место трубопровода может распространяться по всей трассе, лоткам, попасть в помещения, выходить наружу через колодцы, грунт. Загазованность территории объекта грозит взрывом, пожаром, удушьем, отравлением.

Нефтяной газ не имеет цвета, большинство людей не ощущают запах газа. Газ (за исключением метановой фракции) тяжелее воздуха, скапливается в низких местах. Если жидкий газ выходит из трубы под большим давлением, то он испаряясь замораживает грунт. При сырой погоде на месте выхода газа образуется туман. При отсутствии визуальных признаков наличия газа в данном месте загазованность обнаруживается «тяжестью дыхания», головокружением, чувством легкого опьянения, беспричинной веселостью. Некоторые люди в загазованной среде чувствуют запах керосина и эфира. Признаком наличия в воздухе сероводорода является запах тухлых яиц, жжение глаз, раздражение слизистых оболочек глаз, носа, слезотечение, тошнота. При появления газа следует немедленно выйти из этой зоны.

С учетом пожарной опасности запрещается пронос на территорию объектов управления карманных фонарей, транзисторных приемников, мобильных телефонов, раций открытого исполнения, взрывчатых, взрывоопасных, легковоспламеняющихся, ядовитых, токсичных, спиртосодержащих веществ. Курить разрешается только в специально оборудованных местах, обозначенных «Место для курения». Работники должны строго соблюдать правила пропускного и внутриобъектового режима. Промышленная вода содержит вредные и токсичные примеси нефтепродуктов, кислот, щелочей, аммиака и других веществ. На водозаборных точках технологической воды должна быть надпись «Для питьевых целей не пригодна», для питья используется вода из системы питьевого водоснабжения. Технологические трубопроводы, аппараты, трубчатые печи с высокой или низкой температурой среды имеют тепловую изоляцию. Нельзя касаться оголенных частей трубопроводов, не защищенных изоляцией так, как возможны ожоги и обморожения.

Нельзя без надобности или не зная предназначения открывать или закрывать задвижки, краны на аппаратах, трубопроводах и оборудовании, так как изменение технологического режима может привести к аварии.

Общие требования поведения на территории пожароопасных объектов следующие: ходить надо по дорогам, асфальтированным дорожкам, знать места проходов и сообщений на территории обслуживающего объекта. Не допускается хождение по трубам, проложенным на эстакаде. Переходы через траншеи, открытые лотки глубиной и шириной 0,5 м и более, а также через надземные трубопроводы на высоте более 0,5 м допускаются только в местах, оборудованных переходными мостиками с перилами. При следовании по автомобильным дорогам необходимо держаться левой стороны, чтобы избежать наезда сзади идущего транспорта. Запрещается хождение через технологические установки и объекты других цехов, а также подходить к местам производства аварийно восстановительных работ, в которых не участвуете, подниматься на верхние площадки технологических этажерок других цехов, установок и не связанных с технологическим режимом, спускаться в колодцы, траншеи, котлованы без производственной необходимости. Несоблюдение этих требований грозит несчастным случаем и отравлением.

Основные требования безопасности при эксплуатации оборудования остерегаться вращающихся и движущихся частей, предметов. Как правило, такие части и узлы должны иметь кожух или ограждение. Смазка и чистка движущихся частей со снятием ограждений производится только после остановки механизма машины. При этом должны быть приняты меры от ошибочного включения их в работу. Электрооборудование отключается кнопкой «СТОП», а также по заявке персоналу электромонтером.

Повседневно нужно выполнять только те работы, которые поручены непосредственным руководителем, соблюдая правила безопасности. При обнаружении нарушений правил безопасности, опасных производственных факторов, возможных аварий, несчастных случаев следует сообщить о них мастеру, непосредственному руководителю.

Во время работы нужно обращать внимание на состояние и самочувствие работающих рядом, при необходимости немедленно оказать помощь.

Нужно поддерживать на территории и в помещениях должные чистоту и порядок.

Работать следует в выданной Вам спецодежде и обуви.

Следует хорошо знать расположение основных и вспомогательных помещений, помнить, что газы тяжелее воздуха могут скопиться в заглубленных местах и помещениях и представляют угрозу здоровью и жизни.

Нужно экономно расходовать электроэнергию и другие материальные ресурсы.

5.2 Основные опасные и вредные производственные факторы

Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма.

Одной из главных задач охраны и гигиены труда является выявление и сведение к минимальным значениям величин опасных и вредных производственных факторов.

По природе своего действия опасные и вредные производственные факторы подразделяются на следующие группы:

1. физические (например, движущиеся машины и механизмы),

2. химические (например, общетоксические, канцерогенные),

3. биологические (например, антибиотики, ферменты),

4. факторы трудового процесса (например, тяжесть труда, напряженность труда)

Вредный производственный фактор – производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к его заболеванию. Конкретно вредными производственными факторами могут быть:

• температура, влажность, подвижность воздуха;

• неионизирующие электромагнитные излучения (ультрафиолетовое, видимое, инфракрасное, лазерное, микроволновое, радиочастотное, низкочастотное), статические, электрические и магнитные поля, производственный шум, вибрация, ультразвук, аэрозоли преимущественно фиброгенного действия (пыли), освещенность (отсутствие естественного освещения, недостаточная освещенность, повышенная ультрафиолетовая радиация), некоторые вещества биологической природы (антибиотики, витамины, гормоны, ферменты), патогенные микроорганизмы (инфекционные), факторы трудового процесса характеризующие тяжесть физического труда (физические и динамические нагрузки, масса поднимаемого груза, статические нагрузки, стереотипные рабочие движения, рабочая поза, наклон корпуса, перемещения в пространстве), напряженность труда (нагрузки интеллектуальные, эмоциональные, сенсорные, то есть нагрузки, связанные с ощущением, восприятием, монотонностью труда, режимом работы).

Опасный производственный фактор – производственный фактор, воздействие которого на работника может привести его к травме. В зависимости от количественной характеристики и продолжительности действия отдельные вредные производственные факторы могут стать опасными. Опасными могут быть следующие производственные факторы:

• движущиеся машины и механизмы; подъемно-траспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные части оборудования; отлетающие части обрабатываемого материала; электрический ток; повышенная температура поверхности оборудования и обрабатываемых материалов; повышенные уровни излучений (например, ионизирующих); агрессивные жидкости (например, кислоты, щелочи); повышенные концентрации высокотоксичных паров и газов в воздухе;

• работы на значительной высоте от уровня пола и другие.

Незнание и несоблюдение Правил безопасности приводят не только к несчастным случаям, но также могут быть причиной привлечения работника к ответственности в зависимости от степени и тяжести совершенного.

Основная деятельность управления «Татнефтегазопереработка» - это сбор, транспортировка, переработка нефтяного попутного газа, широкой фракции легких углеводородов и нестабильного бензина.

Попутный нефтяной газ – это сложная, разнообразная по составу смесь углеводородов и других примесей, горючий, в смеси с кислородом может образоваться взрывоопасная смесь. Тяжелее воздуха (плотность 1,33 кг/куб.м), поэтому скапливается в заглубленных местах. В связи с этим на объектах нужно оберегаться от возможности отравления, возгорания и взрывов. Это требует осторожного обращения с огнем, хорошей вентиляции заглубленных и замкнутых объемов, помещений. Следует различать действие попутного нефтяного газа и сероводородосодержащего газа. Попутный нефтяной газ действует удушающее, а сероводород является нервно-паралитическим и при высоких концентрациях приводит к смертельному исходу.

Необходимо также хорошо усвоить Правила электробезопасности и знать поражающие факторы электричества.

К обслуживанию электроустановок с соприкосновением к токоведущим частям допускается персонал, обученный этим работам. Остальной персонал имеет право включать и выключать электроустройства, контролировать их работу в указанных местах. При этом нужно пользоваться электроизолирующими приспособлениями и средствами.

Основными причинами поражения тока являются:

• соприкосновение с токоведущими частями;

• неисправность заземления;

• появление электрической дуги;

• возникновение шагового напряжения в зоне упавшего на землю провода.

Не менее опасным фактором является относительно высокое давление, под которым транспортируется газ, вода, масло. Во время работы надо постоянно контролировать показания манометров, а при повышении и снижении давления за пределы допустимого выяснить причину и устранить ее.

Транспортировка газа, пара, воды в теплосети осуществляется при высоких температурах. При наличии в коммуникациях внутри помещения температуры выше 45 градусов они должны быть ограждены.

Основными направлениями профилактики профессиональных заболеваний, возникающих при воздействии вредных веществ, являются следующие:

• замена вредных веществ на невредные или менее вредные;

• ограничение концентраций вредных веществ в смесях;

• соблюдение требований, предъявляемых к технологическому процессу и оборудованию;

• правильная организация ремонтных работ;

• вентиляция;

• медико-профилактические мероприятия (регистрация и расследование причин всех случаев профессиональных заболеваний, предварительные и периодические медицинские осмотры, осуществления контроля за состоянием воздушной среды, обязательный вводный, периодический и повторный санитарный инструктаж, индивидуальные средства защиты, рациональное питание и льготы) необходимых распорядительных документов.

К основным техническим мероприятиям по обеспечению безопасного производства работ относятся:

1. Устройство и применение коллективных средств защиты.

2. Механизация и автоматизация производства.

3. рациональное устройство рабочих мест с выполнением требований и норм по расстановке оборудования, обеспечение здоровых и безопасных условий труда.

К средствам коллективной защиты относятся оградительные, предохранительные и тормозные устройства, сигнализация об опасности; разрывы и габариты безопасности; средства дистанционного управления; специальные средства безопасности.

5.3 Пожарная безопасность. Способы и средства предотвращения пожаров, взрывов и аварий. Действия персонала при их возникновении

Пожарная безопасность представляет собой комплекс мер, направленных на обеспечение максимально возможного уровня безопасности людей и материальных ценностей.

Она обеспечивается выполнением Закона, внедрением достижений науки и техники, обучением всех работающих навыкам локализации и тушения пожаров. Надзор, контроль и профилактика осуществляется органами Государственного пожарного надзора и общественными органами.

Нормы и правила обязательны для всех работников управления. На объектах весь персонал должен быть обучен пользованию средствами пожарной безопасности, знать где они находятся. Не допускается загромождение проходов и проездов посторонними предметами. Горюче-смазочные материалы могут находиться в помещениях в объемах не превышающую суточную потребность. Сгораемые материалы хранятся только в отведенных местах. Для противопожарной профилактики и обучения работающих на рабочих местах регулярно организуются пожарно-технические минимуму в присутствии представителей пожарной охраны.

Сбор газа и поставка его потребителям осуществляется компрессорами и самотеком через газосборные сети и напорные газопроводы. Сырьем для газопереработки является нефтяной газ и с промыслов управления и ШФЛУ. Нефтяной газ при приеме проходит очистку от сероводорода на двух установках по очистки нефтяного газа от сероводорода. На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется блок получения элементарной серы, путем прямого каталитического окисления. Очищенный газ после очистки от сероводорода направляется на прием компрессоров 1/2 и 7/8 заводов для компремирования и последующей подачи на технологические установки. На установке осушки и очистки газа газ проходит осушку и очистку от влаги и СО_>2>. осушенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использование «глубокого» холода, получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ) и товарный этан. Жидкие углеводороды поступают на установку газофракционирования (ГФУ). На ГФУ получают фракции пропана, изобутана, нормального бутана, стабильный газовый бензин, гексановая фракция и очищенный углеводородный газ (пропилент). Продукция с установки ГФУ поступает на склад готовой продукции (СГП), откуда производится отгрузка ее потребителям. Объекты сбора, переработки и транспортировки попутного нефтяного газа относятся к категории взрывоопасных и пожароопасных производств.

Основные причины возникновения пожаров:

1. Неисправность или повреждение производственного оборудования, аппаратуры, трубопроводов; неисправность электрооборудования, электроосвещения и несоблюдение правил их эксплуатации.

2. Неисправность и несоблюдение правил эксплуатации приборов отопления и нагревания.

3. Искрообразование от ударов при использовании стальных инструментов во время ремонтных работ.

4. Неосторожное обращение с огнем и нарушение правил противопожарного режима.

5. Самовозгорание сернистых отложений и реагентов (нефтепродукты и химические вещества), промасленных обтирочных материалов, спецодежды и т.д; разряды статического электричества.

6. Вторичные проявления молнии или грозовые разряды.

При обнаружение признаков горения (задымление, запах гари, повышение температуры и т.п.) необходимо немедленно сообщить об этом по телефону в пожарную охрану (при этом необходимо назвать адрес объекта, место возникновения пожара, а также сообщить свою фамилию).

Сообщить о пожаре вышестоящему руководству. Принять по возможности меры по организации эвакуации людей, тушению пожара и сохранности материальных ценностей.

Немедленно покинуть горящее помещение или территорию горящей установки.

При эвакуации не создавать паники, двигаться организованно в сторону выхода из здания или за пределы горящей установки.

Наиболее вероятными видами крупных производственных аварий и катастроф могут быть взрывы, пожары, загазованность объектов и окружающей среды.

Основные правила поведения при авариях для рабочих и служащих:

1. В любой обстановке необходимо надевать средства индивидуальной защиты.

2. Каждый на своем рабочем месте должен сделать все возможное для снижения губительных последствий аварий, обеспечить правильное отключение энергоисточников, остановить агрегаты, аппараты, перекрыть газовые, паровые и водяные коммуникации в соответствии с условиями технологического процесса и правилами безопасности.

3. Рабочим и служащим, входящим в формирование ГО, незамедлительно прибыть на место сбора.

4. Остальным рабочим и служащим действовать в соответствии с указаниями руководства предприятия.

Если произошла авария нужно:

1. Оповестить присутствующих, диспетчера, ЦИТС.

2. Сообщить руководству.

3. Принять меры по локализации аварии и по устранению, руководствуясь «Планом возможных аварий».

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

При остановке ГФУ-300 на ремонт должен быть разработан порядок подготовки аппаратов, оборудования и коммуникаций к ремонту, включая схемы освобождения их от продуктов, схемы установки заглушек, схемы пропарки, промывки, проветривания и другие меры, обеспечивающие безопасность работающих.

Перед ремонтом установки приказом по заводу должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования, коммуникаций, выполнение мероприятий по безопасности, предусматриваемых планом организации и проведения работ. Запрещается проводить ремонтные работы без указанного плана.

Аппараты, емкости и оборудование, подлежащие вскрытию для очистки, осмотра или ремонта:

• должны быть освобождены от продукта;

• давление должно быть снижено до атмосферного;

• должны быть отключены задвижками и отглушены заглушками от остальной системы установки;

• приборы должны быть отключены арматурой на импульсных линиях;

• должны быть пропарены водяным паром, проветрены, охлаждены до 30 ^оС;

• должен быть сделан анализ среды внутри аппарата на содержание углеводородов и кислорода.

Открывать люки на колоннах для проветривания следует по порядку сверху вниз. После пропарки и промывки аппарат должен быть оставлен с открытыми люками для естественной вентиляции.

Подготовка аппаратов к ремонту и проведение ремонтных работ должны осуществляться технологическим ремонтным персоналом после оформления наряда-допуска на проведение газоопасных и ремонтных работ с указанием ответственных лиц из числа ИТР установки.

Работы внутри аппаратов по установке и снятию заглушек должны проводиться в соответствии с правилами ведения газоопасных работ.

Ремонтные работы на установке разрешается проводить только после сдачи установки или оборудования на ремонт по актам в соответствии с "Положением о ППР".

При подготовке установки к проведению огневых работ должны быть определены границы опасной зоны, которая четко обозначается предупреждающими знаками по ОСТ 39.8-9-1-1-72:

• "Осторожно!";

• "Прочие опасности".

Места сварки, газорезки отмечаются мелом, краской, бирками и другими заметными знаками.

Площадки металлоконструкций, конструкционные элементы зданий, находящиеся в зоне проведения огневых работ, должны быть очищены от пожаровзрывоопасных продуктов.

Сливные воронки должны быть герметично закрыты, крышки канализационных люков засыпаны слоем песка не менее 10 см.

Места розлива ЛВЖ и ГЖ должны быть тщательно очищены и засыпаны сухим песком.

Участок проведения огневых работ должен быть обеспечен первичными средствами пожаротушения.

Огневые работы на установке проводятся по письменному разрешению главного инженера, согласованному с пожарной охраной и в соответствии с требованиями "Правил проведения огневых работ".

При проведении огневых работ внутри аппарата оформляется наряд-допуск на проведение газоопасных работ и заявка - разрешение на проведение огневых работ.

При проведении огневых работ на трубопроводах необходимо освободить их от продукта, отглушить от других трубопроводов или аппаратов заглушками, пропарить и продуть.

6 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 Выбросы в атмосфер

Технологический процесс газофракционирования сырья полностью герметизирован. Загрязнение атмосферы в ходе технологического процесса возможно следующими веществами:

- предельными и ароматическими углеводородами, содержащимися в ШФЛУ+КБ, УЖ НТКР, дебутанизированном остатке ГФУ-2 и товарной продукции;

- оксидами азота, сернистым ангидридом, оксидом углерода, метаном и сажей, образующимися при сжигании попутного нефтяного газа на факеле и природного газа в технологических печах;

- этиленгликолем-антифризом, который используется в качестве охлаждающего агента в теплообменниках;

- бензином, керосином, оксидами азота, сажей, сернистым ангидридом, окисью углерода при работе транспорта.

К организованным источникам газовых выбросов на установке относятся:

- вентиляция технологической насосной;

- вентиляция насосной теплоносителя;

- дымовая труба печи П-601/3;

- дымовая труба печи П-601/4.

К неорганизованным источникам газовых выбросов относятся:

- утечки из неплотностей соединений технологического оборудования (арматур, фланцев, клапанов);

- утечки из уплотнений насосов;

- выбросы выхлопных газов от автотранспорта.

Мероприятия по предупреждению, уменьшению и обезвреживанию выбросов, позволяющие сократить выбросы в атмосферу вредных веществ:

- применение герметизированной системы по всей технологической цепочке;

- контроль параметров, сигнализация отклонения параметров и состояния оборудования технологических процессов для предупреждения аварийных ситуаций;

- применение аварийно-предупредительной сигнализации о нарушении режима;

- запорно-регулирующая арматура, предохранительные клапана и технологическое оборудование выбраны в соответствии с рабочими параметрами процесса;

- 100 % контроль швов сварных соединений;

- герметизация неподвижных соединений за счет рационального подбора уплотнительных элементов;

- сброс с предохранительных клапанов технологического оборудования поступает по факельному коллектору в факельную систему 7/8 завода или в систему факельного хозяйства ГФУ-300, отделившаяся жидкая фаза - в дренажную емкость, откуда возвращается в технологический поток, а газовая направляется на сжигание в факельную трубу;

- испытание оборудования и трубопроводов на прочность и плотность после монтажа;

- рассеивание продуктов горения топливо сжигающих установок в атмосферу трубами достаточной высоты, обеспечивающими достижение приземной концентрации вредных веществ, не превышающей ПДК;

- арматура и оборудование размещаются на открытых площадках, что исключает загазованность помещений.

- установка газосигнализаторов на ПДК в воздухе рабочей зоны.

6.2 Сточные воды

В целях защиты окружающей среды на установке по предотвращению аварийных ситуаций и уменьшению их воздействия, по предупреждению, уменьшению и обезвреживанию стоков, позволяющие сократить выбросы вредных веществ, предусмотрены следующие мероприятия:

- на площадках установки предусматривается сплошное бетонное покрытие, исключающее попадание аварийно разлитых продуктов и загрязняющих стоков в почву и грунтовые воды;

- площадки, где возможны проливы технологических продуктов, отбортованы;

- лотки ливневых и производственных стоков на территории установки должны быть соединены с канализацией (через) гидрозатворы и иметь постоянный уклон в сторону канализационного лотка;

- на этажерках установки также предусматривается бетонное покрытие;

- укладка напорных трубопроводов в землю на глубину ниже промерзания грунтов;

- использование труб из материалов, соответствующих транспортируемой среде:

• сети бытовой канализации проложены из пластмассовых труб;

• сети производственно-дождевой канализации – из асбестоцементных труб;

• напорная сеть дождевой канализации приняты из стальных труб;

• внутренняя поверхность емкости производственно-дождевых стоков покрывается антикоррозионной изоляцией на основе эпоксидных смол;

• выбор толщины стен труб водоводов с учетом коррозии.

Сточные воды, образующиеся на площадке установки:

- промливневые стоки;

- производственные стоки;

- дождевые стоки с площадок установки;

- хозяйственно-бытовые стоки.

Аварийно разлившийся продукт с отбортованных площадок вывозится с установки.