отчет по практике. Отчет ПП 02. 3 ведение технологического процесса на установках i и ii категории
 Скачать 1.42 Mb.
|
|
Содержание Введение 3 1. ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА УСТАНОВКАХ I И II КАТЕГОРИИ. 4 1. Общая характеристика установки 4 1.1. Назначение технологического процесса установки. 4 1.2. Характеристика исходного сырья и получаемых продуктов. 6 1.3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки. 8 1.4. Нормы технологического режима. 12 1.5. Аналитический контроль технологического процесса 14 1.6. Контроль технологического процесса с использованием средств автоматизации 18 1.7. Контроль расхода сырья, материалов, продукта, топливно- энергетических ресурсов. 19 1.8. Возможные неполадки технологического процесса, причины и способы их устранения. 22 1.9. Пуски остановка технологической установки при любых условиях. 26 2. ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ НОРМИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА 31 2.1. Метод определения зольности. 31 Заключение. 36 Список использованной литературы. 38 Приложение …………………………………………………………………. 40 3 ВВЕДЕНИЕ В соответствии с учебным планом я проходил производственную практику на нефтебазе №5 ООО «ЛУКОЙЛ-Югнефтепродукт». В процессе прохождения практики передо мной стояли следующие цели - подготовки исходного сырья и материалов к работе. - контроля и регулирования технологического режима с использованием средств автоматизации и результатов анализа. - контроля качества сырья, материалов, продукта, топливно- энергетических ресурсов. - контроля расхода сырья, материалов, продукта, топливно- энергетических ресурсов. - по расчету технико-экономических показателей технологического процесса. - выполнения правил по охране труда, промышленной и экологической безопасности. - анализа причин брака, по разработке мероприятий по предупреждению и устранению. - пуска и остановки производственного объекта при любых условиях. Задачи производственной практики (по профилю специальности - приобретение умений и навыков на основе знаний, полученных в процессе теоретического обучения - изучение и участие в разработке нормативно-технических документов для решения отдельных задач производственного значения - приобретение навыков подготовки отчета о проделанной работе. 4 1. ВВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА УСТАНОВКАХ I И II КАТЕГОРИИ 1. Общая характеристика установки 1.1 Назначение технологического процесса установки Нефтебаза - это самостоятельное предприятие с резервуарным парком и комплексом зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенное для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов. Основными задачами нефтебаз являются - обеспечение бесперебойного снабжения потребителей нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте - сохранность качества нефтепродуктов и сокращение до минимума потерь при их приеме, хранении и отпуске потребителям. Нефтебазы подразделяются - по функциональному назначению - на перевалочные, перевалочно- распределительные и распределительные - по транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов - на железнодорожные, водные речные, морские, трубопроводные, автомобильные и комбинированные - по номенклатуре хранимых нефтепродуктов - на нефтебазы для легковоспламеняющихся нефтепродуктов, нефтебазы для горючих нефтепродуктов и нефтебазы общего назначения. Нефтебаза №5» ООО "ЛУКОЙЛ-Югнефтепродукт" предназначена для приема светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и приема фасованных нефтепродуктов с автотранспорта, хранения и отгрузки всех видов нефтепродуктов в автотранспорт. Основные задачи нефтебазы - Прием, отпуски транспортировка нефтепродуктов автомобильным транспортом в соответствии с разнарядками отдела координации поставок и реализации нефтепродуктов и продукции газопереработки, отдела розничной реализации и развития дилерской сети. 5 - Хранение, учет, обеспечение сохранности количества и качества нефтепродуктов, оформление товаротранспортной документации, регистрация товарных операций в ИСУ Общества. - Обеспечение выполнения правил технической эксплуатации нефтебаз и АЗС, соблюдения требований в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, лицензионных требований и условий и другой действующей нормативной и технической документации. - Обслуживание, ремонт и эксплуатация автотранспорта, автотракторной и специальной техники, закрепленной Обществом за нефтебазой. - Разработка и осуществление совместно с Обществом мероприятий по увеличению объемов и эффективности реализации нефтепродуктов в районе деятельности нефтебазы. - Сокращение затрат пооперационной деятельности нефтебазы. - Техническое обеспечение бесперебойной эксплуатации объектов Общества. - Обеспечение постоянного повышения уровня технической подготовки производства, его эффективности, сокращения материальных, финансовых и трудовых затратна реализацию продукции, производство ремонтных работ, реализация мероприятий по обеспечению надежности и долговечности основных фондов в соответствии с требованиями государственных стандартов и технических условий. - Предотвращение вредного воздействия производства на окружающую среду, создание благоприятных и безопасных условий труда, повышение культуры производства. - Контроль за проведением работ (сроки, объемы, качество) по строительству, реконструкции, капитальных и текущих ремонтов, техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений, а также их техническое обеспечение. 6 1.2. Характеристика исходного сырья и получаемых продуктов Характеристика продуктов нефтебазы приведена в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Характеристика продукции нефтебазы № пп Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полупродуктов Обозначения НД Характеристика качества Наименование показателя Значение по НД 1 Неэтилированный бензин марки АИ-92-К5 ГОСТ 32513-2013 1. Октановое число, не менее по моторному методу по исследовательскому методу Концентрация свинца, мг/дм 3 , не более 3. Концентрация марганца, мг/дм 3 , не более 4. Концентрация фактических смол, мг на 100 см бензина, не более 5. Индукционный период бензина, мин, не менее 6. Концентрация серы, мг/кг, не более 7. Объемная доля бензола, %, не более 8. Объемная доля углеводородов, %, не более -олефиновых ароматических 9. Массовая доля кислорода, %, не более 10. Объемная доля оксигенатов, %, не более метанола этанола изопропилового спирта -изобутилового спирта -третбутилового спирта эфиров (Си выше) других оксигенатов 11. Испытание на медной пластине 12. Внешний вид 13. Плотность при 15 0 С, кг/м 3 14. Концентрация железа, г/дм 3 , не более 15. Объемная доля монометиланилина (N-метиланилина), %, не более 16. Давление насыщенных паров, кПа 17. Фракционный состав Объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре 70 о С (И) 100 о С (И) 150 о С (И, не менее Конец кипения о С, не выше Остаток в колбе, % ( по объему, не более 18. Максимальный индекс паровой пробки ИПП= 10ДНП+7(И70) 83,0 92,0 Отсутствие Отсутствие 5 360 10 1,0 18,0 35,0 2,7 Отсутствие 5 10 10 7 15 10 класс 1 Чистый, прозрачный 725-780 отсутствие отсутствие класс испаряемости СиС1 45,0-60,0 15-48 40-70 75 215 2 не норм 7 № пп Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полупродуктов Обозначения НД Характеристика качества Наименование показателя Значение по НД 2 Неэтилированный бензин марки АИ-95-К5 ГОСТ 32513-2013 1. Октановое число, не менее по моторному методу по исследовательскому методу Концентрация свинца, мг/дм 3 , не более 3. Концентрация марганца, мг/дм 3 , не более 4. Концентрация фактических смол, мг на 100 см бензина, не более 5. Индукционный период бензина, мин, не менее 6. Концентрация серы, мг/кг, не более 7. Объемная доля бензола, %, не более 8. Объемная доля углеводородов, %, не более -олефиновых ароматических 9. Массовая доля кислорода, %, не более 10. Объемная доля оксигенатов, %, не более метанола этанола изопропилового спирта -изобутилового спирта -третбутилового спирта эфиров (Си выше) других оксигенатов 11. Испытание на медной пластине 12. Внешний вид 13. Плотность при 15 о С , кг/м 3 14. Концентрация железа, г/дм 3 , не более 15. Объемная доля монометиланилина (N-метиланилина), %, не более 16. Давление насыщенных паров, кПа 17. Фракционный состав Объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре 70 о С (И) 100 о С (И) 150 о С (И, не менее Конец кипения о С, не выше Остаток в колбе, % ( по объему, не более 18. Максимальный индекс паровой пробки ИПП= 10ДНП+7(И70) 85,0 95,0 Отсутствие Отсутствие 5 360 10 1,0 18,0 35,0 отсутствие 5 10 10 7 15 10 класс 1 Чистый, прозрачный 725-780 отсутствие отсутствие класс испаряемости СиС1 45,0-60,0 15-48 40-70 75 215 не норм 3 Топливо дизельное ЕВРО ГОСТ 32511- 2013 1 Цетановое число, не менее Цетановый индекс, не менее Плотность при 15 о С кг/м 3 4 Полициклические ароматические углеводороды, % (по массе, не более Содержание серы, мг/кг, не более Температура вспышки в закрытом тигле, о С, выше. Коксуемость 10%-ного остатка разгонки, % (по массе, не более 46,0 820-845 8 10 55 0,30 8 № пп Наименование сырья, продукции, материалов, реагентов, катализаторов и полупродуктов Обозначения НД Характеристика качества Наименование показателя Значение по НД 8. Зольность, % (по массе, не более. Содержание воды, мг/кг, не более. Общее загрязнение, мг/кг, не более. Коррозия медной пластинки (ч при 50 0 С. Окислительная стабильность общее количество осадка, гм, не более. Смазывающая способность скорректированный диаметр пятна износа при 60 0 С, мкм, не более. Кинематическая вязкость при 40 0 С, мм 2 /с 15. Фракционный состав: при температуре 25 0 0 С, % (по объему, менее при температуре 3 5 0 0 С, % (по объему, не менее (по объему, перегоняется при температуре, Сне выше. Предельная температура фильтруемости, Сне выше сорт сорт F 0,01 200 класс 1 25 460 2,00-4,50 65 85 минус минус 20 1.3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки Принципиальная технологическая схема приведена в приложении А. Описание технологической схемы приема, хранения и отгрузки светлых нефтепродуктов Нефтепродукты на базу поступают по железной дороге в железнодорожных 4-осных или 8-осных цистернах. Прием нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предусмотрен на железнодорожной (ж/д) эстакаде. Единовременный фронт слива – 4 цистерны, насосами, установленными в технологической насосной. Сливная ж/д эстакада оборудована приборами нижнего слива УСН-150 в количестве 6 штук с зоной обслуживания + м, фильтрами ФЖУ Ду 150, переносной установкой УПВС-80. Для слива неисправных цистерн (не открывается донный клапан) на эстакаде предусмотрена переносная установка верхнего слива УПВС-80. Слив топлива из цистерн осуществляется в резервуары хранения Р, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 насосами, установленными в технологической 9 насосной. Этими же насосами производится внутрипарковая перекачка нефтепродуктов. Хранение нефтепродуктов предусматривается в резервуарах парков титул 3 и титул 3/1. Объем резервуарного парка рассчитан из условий • заданного грузооборота нефтебазы • номенклатуры и свойств продуктов Условия хранения светлых нефтепродуктов приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Условия хранения светлых нефтепродуктов Наименование нефтепродуктов Объем резервуара Тип резервуара Бензин АИ-98-К5 1х100м 3 с понтоном Бензин АИ-95-К5 2x700 мс понтоном Бензин АИ-92-К5 2x700 мс понтоном Бензин АИ-80-К5 2x700 мс понтоном Дизтопливо (зимнее, летнее, ДТ ЕВРО 3x700 м 3 со стационарной крышей Аварийный хм с понтоном Отгрузка нефтепродуктов производится на эстакаде налива в автоцистерны на 2 островках. На каждом островке установлены - 2 стояка верхнего налива бензинов, - 2 стояка верхнего налива дизельного топлива. . Система налива продуктов полностью автоматизирована, при этом практически полностью исключены ситуации возникновения аварий из-за перелива автоцистерн, возникновения искры и др. Контроль за количеством отгружаемых нефтепродуктов осуществляется по счетчикам, по заданной дозе в единицах массы. На всех островках с каждой стороны установлены по 2 стояка верхнего налива один – для налива бензинов (три марки, другой – для налива дизтоплива (две марки. Налив бензинов герметичный, с отводом паров на установку улавливания легких углеводородов. Верхний налив дизтоплива в автоцистерны осуществляется через открытые горловины цистерн из-за малой летучести продукта. 10 Комплектное технологическое оборудование налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны обеспечивает выполнение нормативных требований промбезопасности и пожарной безопасности. Вывоз нефтепродуктов осуществляется автоцистернами объемом 10 ми многосекционными дом, при проектном расположении и обвязке стояков имеется возможность налива любого продукта в автоцистерну без ее перестановки под другой стояк налива. При этом не происходит смешения продуктов за счет установки на стояке верхнего налива воздушного клапана, обеспечивающего полное опорожнение стояка и раздельной системы подачи продукта (для каждой марки бензина и дизтоплива свой насос. Ограничения налива • при верхнем наливе недопустимо одновременная отгрузка продуктов с разных сторон на одном островке, те. если с одной стороны отгружается бензин Нормаль, то с другой стороны возможен налив бензина Регуляр Евро, Премиум Евро или дизтоплива; • одновременно возможен налив бензина Регуляр Евро только в 3 машины, бензинов Нормаль, Премиум Евро и дизтоплива – только в 2 машины. Налив бензинов и дизтоплива в многосекционные цистерны сопряжен с опасностью возникновения взрыва и пожара, особенно, если ранее производился налив бензинов, а затем – дизтоплива. Поэтому при наливе нефтепродуктов в такие автоцистерны необходимо точно следовать инструкции проведения операции налива и соблюдать технику безопасности, определенную разработчиком стояков налива. Режим работы нефтебазы по приему – круглогодичный, 365 дней в году, круглосуточный в 2 смены по 12 часов, по отгрузке в одну смену. Нефтебаза после реконструкции согласно СНиП 2.11.03-93 относится к категории ас единовременным объемом хранения нефтепродуктов 7100 ми по грузообороту ко 2 классу согласно ВНТП 5-95. 11 Улавливание и рекуперация паров нефтепродуктов от эстакады налива в автоцистерны Для уменьшения отрицательного воздействия на персонал в рабочей зоне и уменьшения выбросов в атмосферу, пары с эстакады налива бензина в автоцистерны отводятся через закрытую систему и поступают на установку рекуперации легких углеводородов. В основе работы установки рекуперации газовых выбросов лежит принцип двухступенчатой очистки паров нефтепродуктов. Газовая смесь, содержащая углеводороды, от автоцистерн поступает в один из двух адсорберов установки с высокоэффективным угольным наполнителем. Проходя через слой активированного угля, углеводороды поглощаются, а очищенные инертные пары через верх адсорбера выбрасываются в атмосферу. Адсорберы работают циклично: пока водном протекает адсорбция углеводородов, в другом – десорбция, регенерация активированного угля. Процесс регенерации активированного угля включает две стадии. Первоначально в адсорбере жидкостно-кольцевым насосом создается вакуум, при котором углеводороды начинают десорбироваться из угля. Извлечение оставшейся части углеводородов из адсорбера обеспечивается продувкой очищенной газовой смесью, завершающей процесс регенерации. Пары углеводородов и воздух поступают в абсорбционную колонку, расположенную над сепаратором, где большая их часть абсорбируется встречным потоком бензина Аи-92-К5, поступающего из резервуаров Р, 5. Бензин Регуляр92 с поглощенными углеводородами собирается в сепараторе, откуда насосом установки откачивается обратно в резервуары Р, 5. Сброс газа в атмосферу с содержанием углеводородов не более 35 г/м 3 Установка работает полностью в автоматическом режиме и требует 12 минимального сервисного обслуживания. Степень очистки от углеводородов составляет не менее 95 %. Аварийное освобождение резервуаров и внутриплощадочная перекачка Для аварийного освобождения любого из рабочих резервуаров предусмотрен резервуар объемом 700 м. При необходимости освобождения одного из резервуаров (разгерметизация и др) нефтепродукт насосом откачивается в аварийный резервуар. После ликвидации аварии и устранения неисправности, нефтепродукт из аварийного резервуара подается в исходный резервуар тем же насосом или на автоналив. Затем аварийный резервуар освобождается от остатков нефтепродукта и подготавливается для аварийного приема любого из нефтепродуктов. На площадке предусмотрены насосы для внутриплощадочной перекачки нефтепродуктов из одного резервуара в другой. Для предотвращения смешения разных видов нефтепродуктов (бензинов, дизтоплива) для каждого вида предусмотрена перекачка по отдельному трубопроводу. 1.4 Нормы технологического режима Нормы технологического режима при производстве работ по приему и выдаче светлых нефтепродуктов приведены в таблице 1.3. Таблица 1.3 - Нормы технологического режима № п/п Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора на схеме Единица измерения Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности измерительных приборов Примечание 1 Высота взлива бензина в Р L3101А,В,С мм 300-8000 2,5 Сигнализация верхнего и нижнего рабочих уровней 2 Высота взлива бензина в Р L3102А,В,С мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива бензина в Р L3103А,В,С мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива бензина в Р L3104А,В,С мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива бензина в Р L3105А,В,С мм 300-8000 2,5 Тоже п/п Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора на схеме Единица измерения Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности измерительных приборов Примечание 6 Высота взлива бензина в Р L3106А,В,С мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива дизельного топлива в Р L0301А,В мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива дизельного топлива в Р L0302А,В мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива дизельного топлива в Р L0303А,В мм 300-8000 2,5 Тоже Высота взлива ЖМТ в Р (аварийный) L0304А,В мм 300-8000 2,5 Тоже Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 12 Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 13 Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 14 Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 15 Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 16 Температура бензина в РТ С Не более 40 2,0 17 Температура дизельного топлива в РТ С Не более 40 2,0 18 Температура дизельного топлива в РТ С Не более 40 2,0 19 Температура дизельного топлива в РТ С Не более 40 2,0 20 Температура ЖМТ в Р (аварийный) Т С Не более 40 2,0 21 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 22 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 23 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 24 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 25 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 26 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 27 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 28 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 14 № п/п Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима Номер позиции прибора на схеме Единица измерения Допускаемые пределы технологических параметров Требуемый класс точности измерительных приборов Примечание 29 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 30 Гидростатическое давление в резервуаре Р Р МПа Атм. 2,0 31 Давление в газовом пространстве резервуара Р Р МПа Атм. 2,0 32 Давление в газовом пространстве резервуара Р Р МПа Атм. 2,0 33 Давление в газовом пространстве резервуара Р Р МПа Атм. 2,0 34 Давление в газовом пространстве резервуара Р Р МПа Атм. 2,0 |