Отчет МДК05.01 Ягафаров. Отчет по учебной практике по пм 05 Выполнение работ по профессии 16081 Оператор технологических установок
 Скачать 1.51 Mb.
|
|
Большое значение в деятельности оператора имеет наблюдательность, которая позволяет при значительном объеме поступающей информации заметить и выделить то существенное, что влияет на технологический процесс и состояние оборудования. Основную информацию о ходе технологического процесса оператор получает на основе зрительного восприятия, следя за показаниями приборов, отражающих параметры процесса, за состоянием оборудования, читая записи в вахтовом журнале, знакомясь с результатами анализов. Профессия требует нормальной остроты зрения и способности к цветоразличению (например, работа печей и степень нагрева труб контролируется по яркости пламени и 13 накалу металла труб). Часть информации оператор получает на основе слухового восприятия (сообщения по телефону, сигналы, звонки, сирены, специфические шумы работающего оборудования). Оператору необходимо различать звуки по громкости, высоте, направлению, определять местонахождение источника звука, по специфическим шумам о режиме работы оборудования и т. Д. В результате оператору приходиться прибегать к таким видам чувствительности как температурная (при определении степени нагрева поверхности трубопроводов, отдельных частей оборудования) обонятельная (при определении утечки газообразных продуктов). Основные рабочие движения оператора – регулировка приборов и механизмов с пульта управления и непосредственно на месте их установки. Регулировочные действия сводятся в основном к поворотам ручек, регуляторов, задвижек, кранов, шиберов и т. Д. Для успешного совершения регулировочных действий необходимы точные и координированные движения. Вследствие большой протяженности рабочей зоны, оператору приходиться много ходить, подниматься и спускаться по лестнице, выполнять большой объем слесарных работ, что предъявляет большие требования к физической силе и выносливости. Деятельность оператора осуществляется на фоне высокой нервной напряженности, которая обусловлена высокой ответственностью в работе, возможностью внезапного возникновения аварийных ситуаций, взрыво- и пожароопасностью производства, а также неблагоприятными санитарно- гигиеническими факторами. В этих условиях оператору требуется эмоциональная устойчивость, способность подавлять чувство страха, помехоустойчивость внимания, памяти, мышления. Специфика операторского труда и коллективный характер работы предъявляют определенные требования к качествам личности. Рабочий должен обладать трудолюбием, инициативностью, добросовестным отношением к делу, стремлением к профессионализму, совершенствованию. 14 В трудных ситуациях требуется работоспособность, находчивость и сообразительность. Отличное знание дела, добросовестность, дисциплинированность, аккуратность, точное выполнение инструкций и распоряжений в некоторых случаях могут компенсировать отсутствие у оператора профессиональных качеств, а в дальнейшем, по ходу овладение профессий, способность к их развитию. 1 Должностная инструкция оператора технологической установки 1.1 Подчиняется непосредственно старшему оператору. Замещает старшего оператора на период его отсутствия, при наличии допуска на исполнение обязанностей старшего оператора. 1.2 Обеспечивает ведение технологического режима, установленного технологическим регламентом. 1.3 К работе оператором допускаются лица, имеющие среднее образование достигшие 18-ти лет, прошедшие медицинскую комиссию и обучение правилам работы, сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе. 1.4 В своей работе руководствуется технологическим регламентом, производственными инструкциями и инструкциями по технике безопасности, планом ликвидации аварий и другими правилами согласно перечня, утвержденного для установки, распоряжениями, а также настоящей должностной инструкцией. 2 Должностные обязанности 2.1 Ведет заданный технологический режим обслуживаемого блока согласно технологического регламента или технологической карты в ручную или автоматически. 2.2 Производит нормальную или аварийную остановку оборудования, чистку, промывку, продувку, опрессовку перед пуском, пуск и вывод установки на режим. Принимает участие в ремонте. 15 2.3 Своевременно выполняет указания и распоряжения старшего оператора, начальника установки и механика установки. 2.4 Своевременно и точно заполняет режимный лист блока, следит за качеством и количеством получаемых продуктов, своевременно принимает меры к недопущению выработки некачественной продукции. 2.5 Отбирает пробы согласно графика и своевременно получает результаты. 2.6 Производит пуск, остановку и переключение оборудования в зоне его обслуживания. 2.7 Следит за исправным состоянием арматуры, устраняет мелкие неполадки оборудования, приборов КИП и А, системы отопления, вентиляции, о всех замечаниях докладывает старшему оператору. 2.8 Строго соблюдает правила техники безопасности, пожарной и газовой безопасности при обслуживании и эксплуатации оборудования, и производстве ремонтных работ, правила внутреннего трудового распорядка. 2.9 Предупреждает аварии, в случае их возникновения принимает меры к необходимой их ликвидации, руководствуясь планом ликвидации аварий и указаниями старшего оператора. Не покидает рабочее место без разрешения ответственного руководителя по ликвидации аварий. 2.10 Содержит в чистоте производственные помещения и аппаратный двор, не допускает пропуска нефтепродукта в сточные воды и атмосферу, производит чистку аппаратов, насосов, теплообменников и другого оборудования. 2.11 Прием и сдачу вахт производит в соответствии с инструкциями по приему и сдачи вахт, перед началом вахты проверяет: а) состояние трубопроводов, технологического оборудования, арматуры на своем рабочем месте; б) состояние средств пожаротушения, индивидуальной защиты; в) состояние ТБ на рабочем месте; г) состояние блокировок и сигнализаций, приборов КИП и А; 16 д) работу вентиляции, насосов; е) наличие записей в режимном листе и вахтовом журнале и соответствие их истинному положению дел на блоке. 2.12 Оказывает первую помощь при ожогах, отравлениях, ушибах, переломах и других травмах и вызывает скорую помощь. 2.13 Не сдав смену не уходит без разрешения старшего оператора. 3 Права Оператор имеет право: 3.1 Не принимать вахту без разрешения старшего оператора в случае нарушенного технологического режима, аварийного состояния оборудования, отсутствия чистоты и порядка на рабочем месте. 3.2 Требовать своевременной поставки сырья, катализатора, реагентов в соответствии со стандартами в плановом количестве, снабжения установки необходимыми энергоресурсами. 3.3 Требовать устранения неполадок в работе оборудования, КИП и А, обеспечения нормальных условий труда на обслуживаемом участке, обеспечения исправным инструментом индивидуальными средствами защиты спецодеждой, спецжирами. 3.4 В аварийных случаях останавливать отдельный агрегат на блоке, сообщив об этом старшему оператору. 4 Должен знать 4.1 Технологическую схему и сущность процесса обслуживаемой установки. 4.2 Устройства и принцип работы, расположение и правила эксплуатации оборудования, КИП и А, регулирование обстановки. 4.3 Нормы технологического режима и правила регулирования процесса, факторы, влияющие на процесс и качество продукции. 4.4 Физико-химические и технологические свойства сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов. 17 4.5 Правила эксплуатации аппаратов, работающих под давлением. 4.6 Правила пуска, нормальной остановки установки, блока. 4.7 Инструкции по охране природы, труда и ТБ, пожарной и газовой безопасности и другие инструкции на установке. 4.8 Взаимосвязь установки с другими подразделениями, межцеховыми коммуникациями до резервуарных парков. 4.9 График лабораторного контроля. 4.10 Нормы расхода сырья, реагентов, пара, электроэнергии, воды. 4.11 Правила приема и сдачи вахты, ведения режимного листа. 4.12 Основы слесарного дела, принцип работы КИП и А. 4.13 Номера телефонов диспетчера завода, ГСС, медпункта скорой помощи, пожарной охраны, руководства установки и цеха. 4.14 Правила оказания первой помощи пострадавшим при отравлениях, ожогах, переломах, вывихах, ушибах. 4.15 Основы экономики и организации производства и труда, планирование производства, положение об оплате труда, повышении квалификации. 5 Ответственность Оператор несет ответственность за: 5.1 Нарушение норм технологического режима, несоблюдение правил технической эксплуатации оборудования. 5.2 Невыполнение сменного задания по выпуску продукции и допущение брака из-за технологических нарушений. 5.3 Аварии и несчастные случаи, происшедшие по его вине. 5.4 Нарушение правил и норм охраны труда и ТБ, окружающей среды, трудовой и производственной дисциплины. 5.5 Уход с рабочего места без разрешения старшего оператора. 5.6 Отсутствие на рабочем месте средств индивидуальной защиты. 18 2 Изучение основной технологической документации в операторной технологической установки Основная технологическая документация в операторной технологической установки: 1. Технологический регламент. 2. Режимный лист. 3. Вахтовый журнал. 4. Технологическая карта. 5. План ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС). 6. Журнал распоряжений. 7. Производственные инструкции по обслуживанию оборудования. 8. Должностные инструкции и инструкции по технике безопасности и пожарной безопасности и др. Технологический регламент Это основной нормативный документ установки. Он наиболее полно отражает все сведения по данной установке. Срок действия 5 лет. Работа на установке без регламента категорически запрещена. Все изменения технологического процесса оформляется отдельным документом и прилагается к регламенту. По истечении 5 лет, и при условии, что не произошло больших изменений, регламент продлевают еще на 5 лет. После этого его перепечатывают, внося все изменения в его текст. Регламент подписывается руководителем комплекса (установки), производства и утверждается главным инженером предприятия. Содержание регламента: 1. Общая характеристика и назначение технологического процесса. 2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полупродуктов, изготавливаемой продукции. 3. Описание технологического процесса и технологической схемы установки (комплекса). 19 4. Нормы технологического режима. 5. Контроль технологического процесса. 6. Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях. 7. Основные правила безопасного ведения технологического процесса. 8. Возможные неполадки технологического оборудования, причины и способы их устранения. Возможные аварийные ситуации и правила остановки установки. 9. Отходы производства, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации. 10. Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации. 11. Краткая характеристика технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов. 12. Принципиальная технологическая схема комплекса (установки), план расположения аппаратуры и оборудования (графическая часть). Режимный лист: Служит для внесения фактических показаний, снятых с приборов КИП и А, результатов лабораторных анализов, расхода сырья и количества получаемых продуктов, израсходованных энергоресурсов. Режимный лист отражает все выше перечисленные показатели за сутки, заполняется каждые два часа и отражает работу установки по вахтам. Заполняется оператором. Вахтовый журнал старшего оператора: Служит для регистрации состава бригады, всех произведенных за смену работ, изменений в режиме, состояние оборудования, факта приема и сдачи смены и др. Является юридическим документом для начисления заработной платы. 20 21 Технологическая карта Это выписка из технологического регламента по разделам 2,4,5. Она постоянно находится на видном месте в виде распечатки или стенда на стене. План ликвидации аварийных ситуаций: В нем перечислены все возможные аварийные ситуации и действия каждого члена бригады при аварии. К ПЛАСу прилагаются схемы расположения оборудования и средств ликвидации аварий. По ПЛАСу проводятся периодически тренировочные занятия, кроме того, указаны телефоны начальника и всех необходимых служб. Журнал распоряжений В нем начальник комплекса (установки) пишет задания, которые должна выполнить бригада за смену. Инструкции: Комплектуются по разделам в отдельных папках, в соответствии с перечнем регламента. 22 3 Обозначение аппаратов и приборов на технологических схемах На технологических схемах должны быть стандартные изображения технологического оборудования, арматуры и трубопроводов. Кроме этого, на трубопроводах и рядом с изображением аппаратов должны быть показаны точки замера и контроля технологических параметров. Оборудование (машины, аппараты и различные устройства) на технологической схеме должно быть показано в виде их стандартных условных изображений. Ниже представлены стандартные изображения наиболее распространенного оборудования с указанием соответствующих стандартов. При отсутствии стандарта на изображение используемого оборудования его изображают схематически в виде конструкторского очертания. При этом должны быть показаны основные технологические штуцера, загрузочные люки, входы и выходы основных продуктов. При необходимости допускается смещение штуцеров и отверстий по отношению к их истинному расположению, но с соблюдением их технологического назначения и взаимосвязи. 23 24 25 26 27 28 Таблица 1- Обозначение основных и дополнительных значений измеряемых величин и функций, выполняемых прибором Обозначение Измеряемая величина, показатель, параметр Функции, выполняемые прибором А - Сигнализация С - Регулирование Д Плотность, разность, перепад - Е Любая электрическая величина Первичное преобразование, чувствительный элемент F Расход - G Размер, положение, перемещение - H Ручное воздействие Верхний предел измеряемой величины I - Показания S Скорость, частота Включение, отключение, переключение T Температура Промежуточное преобразование K Время, временная программа Станция управления L Уровень Нижний предел измеряемой величины P Давление Сигнал пневматический Q Величина характеризующая качество: состав, концентрацию и так далее Суммирующее устройство, счетчик R Радиоактивность Регистрация 29 4 Ведение технологического процесса подготовки нефти к переработке Подготовка нефти заключается в удалении содержащихся в ней воды, механических примесей и солей. В результате перемешивания нефть и вода образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. Переработка нефти в таком виде не представляется возможной, так как вследствие попадания воды резко повышается давление и ухудшается степень ректификации в колоннах. Механические примеси затрудняют транспортировку нефти и её переработку, вызывают эрозию внутренних поверхностей трубопроводов и образуют отложения в теплообменниках, печах, холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышают зольность остатков от перегонки нефти (мазута, гудрона), а также содействуют образованию стойких эмульсий. Растворенные в воде соли (преимущественно хлориды) способствуют коррозии оборудования и трубопроводов вследствие гидролиза, протекающего с образованием соляной кислоты. Особенно интенсивно идет гидролиз хлористого магния: MgCl 2 + 2H 2 O = Mg(OH) 2 + 2HCl Хлористый кальций значительно менее агрессивен, но так как его содержание обычно значительно больше, чем MgCl 2 , то и он также является активным источником коррозии. При переработке сернистых нефтей при высоких температурах выделяется сероводород. Его взаимодействие с хлористым водородом значительно увеличивает коррозию. Основным звеном в подготовке нефти к переработке является процесс обработки нефти деэмульгаторами, промывка водой и электрообессоливание. Значительную стойкость эмульсии придают обычно присутствующие в нефти эмульгаторы (смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот). Отстою и осаждению капель воды препятствуют защитные оболочки, образующиеся 30 на разделе фаз "вода-нефть". Термохимическое обезвоживание и обессоливание происходит при нагреве нефти до определенной температуры и подаче в нефть поверхностноактивного вещества (ПАВ) - деэмульгатора. В этих условиях деэмульгаторы разрушают защитную оболочку вокруг капель воды и, тем самым, обеспечивают возможность слияния капель между собой в более крупные, которые легко осаждаются. После термохимической обработки эмульсия подвергается действию переменного тока высокого напряжения в электродегидраторах. Электрический способ обессоливания состоит из двух стадий: - введения в нефть воды для растворения солей; - разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле между электродами. Под влиянием электрического поля между глобулами воды образуются дополнительные электрические поля и возникают силы, способные преодолеть силы поверхностного натяжения глобул воды. В результате действия основного и дополнительного электрических полей происходит столкновение глобул и разрушение образовавшихся вокруг пленок. Это способствует слиянию их в крупные капли, которые легко отделяются под действием силы тяжести. При этом водой, выделяющейся из эмульсии, выносятся соли. Подготовленная таким образом нефть направляется на дальнейшую переработку. Принцип действия электродегидратора: Принцип действия электродегидратора состоит в следующем: при попадании сырой нефти в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При изменении полярности электродов капля претерпевает так же изменения формы (изменения 31 происходят с частотой 50Гц). Под воздействием сил электрического поля мелкие капли воды укрупняются, и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой диэлектрика (слоя нефти) и осаждение воды и соли в дегидраторе. Сила тока на электродах Д-1, 2, ЭДГ 1, 2, 3 автоматически поддерживается на уровне не более 80 А. При достижении силы тока 90 А происходит отключение электрической схемы электродегидраторов, включается световая и звуковая сигнализация. Напряжение на системе электродов поддерживается через источник питания (повышающий трансформатор) и автоматически регулируется в зависимости от содержания воды в нефти. При увеличении содержания воды понижается удельное сопротивление нефти, соответственно, автоматически снижается напряжение, что приводит к большему открытию клапана на дренажной линии (увеличивается сброс воды). При понижении содержания воды увеличивается удельное сопротивление нефти, блок управления автоматически увеличивает напряжение в системе электродов электродегиратора, сброс воды снижается, клапан прикрывается. Для защиты персонала, обслуживающего электродегидраторы, от случайного поражения электрическим током дверцы входа на аппарат заблокированы катушкой контактора, что вызывает отключение электродегидратора при входе персонала на площадку силовых трансформаторов и невозможность его включения при открытой двери. Ниже приведены параметры процесса, из технологического регламента ЭЛОУ-АВТ6. 32 Таблица 2 – Нормы технологического режима Наименование стадий процесса, показателей режима, номера позиций оборудования по схеме Единиц ы измерен ия Допускаем ые пределы технологи ческих параметро в и показателе й качества Функцио нальное обозначе ние и номер позиции прибора по схеме Требуе мый класс точнос ти измери тельны х прибор ов Оптималь ные значения параметр ов 1 2 3 4 5 6 1. Температура нефти потоков после подогрева сырья перед ЭЛОУ о С 80÷150 ТIR201_2 ТIR201_3 TIR201_4 1 130÷140 2. Давление в электродегид- раторах кгс/см 2 (МПа) 6÷18 (0,6÷1,8) PIRC240 PIRC241 1,5 9÷15 (0,9÷1,5) 3. Сила тока на верхнем элек- троде электродегидратора А 60 IIR1÷IIR2 0 1,5 - 4. Напряжение на первичной обмотке трансформатора электродегидраторе не более V 400 EIR1÷ EIR10 1,5 330÷400 5. Расход воды в электро- дегидраторе м 3 /ч 0÷8 FIR265_1 ÷ FIR265_1 0 1,5 5÷7 6. Расход воды в электроде- гидраторы 1-ой ступени м 3 /ч 5÷60 FIRС264 FIRС266 1,5 30÷40 7. Расход раствора щелочи на защелачивание нефти м 3 /ч 0,1÷1,5 FIR280 1,5 По показания м рН дренажно й воды поз. Е-1,3 и кол-ву щелочи в гудроне 8. Расход нефти на установку по 1 потоку м 3 /ч 100÷550 FIRC260 FIRСА26 1 FIRC262 1,5 200÷500 33 Наименование стадий процесса, показателей режима, номера позиций оборудования по схеме Единиц ы измерен ия Допускаем ые пределы технологи ческих параметро в и показателе й качества Функцио нальное обозначе ние и номер позиции прибора по схеме Требуе мый класс точнос ти измери тельны х прибор ов Оптималь ные значения параметр ов 1 2 3 4 5 6 9. Расход нефти на установку общий т/ч (м 3 /ч) 450÷750,3 (550÷915) FIR2111 1,5 600÷700 10. Уровень раздела фаз в электродегидраторе поз. Э- 1/1 % 10÷80 LIRСА20 89÷LIRC A2098 1,5 20÷40 11. Уровень раздела фаз в емкостипоз. Е-18 % 20÷90 LIRCA32 5 2,5 40÷60 Таблица 3 – Причины отклонения норм технологического режима ЭЛОУ Отклонения Причины Способы устранения Плохое разделение воды и нефти Неисправность работы электродов Исправить работу или заменить электроды Давление Изменение температуры Регулирование температуры, замена датчика Уровень Нарушение приборов автоматики Отрегулировать приборы автоматики 34 5 Подготовка аппаратов к ремонту Подготовка технологического оборудования к ремонту: После окончания операций по остановке установки в соответствии с приказом по предприятию, производству осуществляется подготовка технологического оборудования к ремонту. Под подготовкой аппаратов и трубопроводов к ремонту понимается комплекс мероприятий, целью которых является создание безопасных условий труда. Подготовка оборудования и трубопроводов ведется по схемам откачки, пропарки и постановки заглушек, утвержденным главным инженером производства. При подготовке к ремонту необходимо оформить наряд – допуск на газоопасные работы для отглушения межцеховых трубопроводов. Освобождение аппаратов и трубопроводов перед пропаркой составляет не менее 48 часов и осуществляется следующим образом: - продувка инертным газом трубопроводов в емкостное оборудование с последующей откачкой жидкого нефтепродукта; - выдавливание водой с направлением нефтепродукта в емкостное оборудование, вода сбрасывается по линии дренажной воды; - промывка оборудования водой от отложений со сбросом в промканализацию. После освобождения аппаратов и трубопроводов от нефтепродукта необходимо: - установить заглушки на входе сырья на установку и выходе готовой продукции с установки; - пропарить острым паром аппараты и трубопроводы установки в течение 72 часов; - контроль за состоянием воздушной среды на наличие углеводородов в насосной осуществляется технологическим персоналом установки по 35 стационарно установленным приборам контроля, при срабатывании приборов принимаются меры по снижению выбросов углеводородов в атмосферу (уменьшается вывод пара через воздушники и дренирование пароконденсата в зоне срабатывания датчиков). До полного освобождения оборудования от нефтепродукта и окончания пропарки ЗАПРЕЩЕНО отключение приборов контроля загазованности во избежание образования взрывоопасной смеси; - контроль за состоянием воздушной среды на аппаратной дворе ведется ВГСО (выполнения экспресс анализа воздушной среды) не реже 1 раза в 4 часа, в течение первых суток пропарки. Также сотрудниками санитарно-гигиенической лаборатории отбирается анализ воздушной среды на аппаратном дворе и в насосной на содержание сероводорода с последующей выдачей протокола. В дальнейшем анализ воздуха рабочей зоны производится по необходимости. При наличии в воздухе рабочей зоны концентрации вредных веществ, превышающих максимально разовую ПДК, определяется источник выбросов, после чего принимаются меры по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу (сокращается вывод пара через воздушники и дренирование пароконденсата); - отключить пар на пропарку, сдренировать конденсат из аппаратов и трубопроводов, открыть воздушники на аппаратах; - во время дренирования парового конденсата в канализацию не допускается вывод из технологической системы жидких и газообразных нефтепродуктов; - после прекращения пропарки, дренирования конденсата, охлаждения оборудования и трубопроводов остаточное содержание углеводородов не должно превышать значения разового ПДК; -отглушить аппараты по входу и выходу стандартными заглушками, согласно инструкции по проведению газоопасных работ; - вскрыть люка на аппаратах, проветрить аппараты; 36 - произвести анализ воздуха в электродегидраторах, термоотстойниках, емкостях на содержание кислорода и отсутствие углеводородов; - очистить аппараты от нефтешлама; - провести внутренний осмотр аппаратов, дефекты устранить. После пропарки насосов приступить к их разборке только после охлаждения корпуса насоса до температуры не выше 30 С. После выполнения мероприятий по подготовке оборудования к ремонту, освобождения аппаратов и трубопроводов от конденсата и их охлаждения, установка сдается в ремонт по акту. Порядок организации, ответственность должностных лиц и их взаимосвязь с целью обеспечения безопасности при производстве подготовительных и ремонтных работ определены “Инструкцией по организации и безопасному производству ремонтных работ на предприятиях и в организациях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности”. На установке применяются следующие средства пожаротушения: - система противопожарного водопровода; - пенотушение в помещениях насосных; - водяное орошение колонн; - первичные средства пожаротушения (пар, песок, огнетушители, асбестовое полотно). Для своевременной ликвидации очагов возможных загораний применяются первичные средства пожаротушения, к которым относятся: - ящики с песком и лопатами, которые находятся на аппаратном дворе, в доступном месте, асбестовое одеяло; - острый пар; - огнетушители ОХП-10, ОП-10,5, которые находятся в помещениях насосных, операторной; - огнетушители углекислотные. Средства пожаротушения и противопожарный инвентарь должен быть 37 в исправном состоянии и окрашен в красный цвет. 38 6 Анализ причин нарушения технологического процесса возможных неполадок и аварийных ситуаций на установке ЭЛОУ Таблица 4 – Неполадки в работе установки ЭЛОУ Возможные неполадки Причины возникновения Способы устранения Увеличение силы тока в электродегидраторах Неисправность на линии электропередач, неисправность приборов КИПиА, неисправность электродов. Проверить линии электропередач, КИПиА и электроды, исправить Короткое замыкание электродов в электродегидраторе и пробой проходных изоляторов Неисправность на линии электропередач, неисправность электродов. Проверить линии электропередач и электроды, исправить Автоматическое снятие напряжения с электродов электродегидраторов Неисправность на линии электропередач, неисправность электродов. Проверить линии электропередач и электроды, исправить Повышение давления в электродегидраторах Большая подача нефти, деэмульгатора, воды. Повышенная температура нефти Отрегулировать подачу и сброс Интенсивная загазованность аппаратного двора, установки и территории Неисправность в корпусе или в трубопроводах Остановить электродегидраторы для устранения причины Выход из строя промышленной канализации с выходом нефтепродукта на территорию установки Неисправность в корпусе или в трубопроводах Остановить электродегидраторы для устранения причины Прекращение приема обессоленной нефти на установках АВТ Неисправность в трубопроводах или задвижках Остановить электродегидраторы для устранения причины 39 7 Учет расхода сырья, реагентов, количества вырабатываемой продукции, энергоресурсов Нормы и требования, ограничивающие вредное воздействие процессов производства и выпускаемой продукции на окружающую среду Установка имеет следующие выбросы вредных веществ в атмосферу: - организованные, - неорганизованные К организованным выбросам относятся: - выбросы вытяжной системы вентиляции, выбросы через воздушники аппаратов во время подготовки к ремонту. К неорганизованным выбросам относятся выбросы через неплотности технологического оборудования и трубопроводов. Выбросы через неплотности оборудования определяются условно, процесс ведется в герметически закрытой системе. Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу из источников, являются углеводороды. Установлены следующие величины предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны: - углеводородов - 300 мг/м 3 (среднесменная), 900 мг/м 3 (максимально разовая). Уменьшение до или ниже регламентированного уровня (ПДК) или полная ликвидация загрязнения атмосферы наряду с другими технологическими показателями является одним из критериев качества работы установки. Для снижения выделения вредных выбросов в атмосферу предусматриваются следующие мероприятия: - строгий контроль за состоянием торцевых и сальниковых уплотнений работающих насосов; 40 - обеспечение четкой и надежной работы приборов раздела фаз; - сброс воды, подаваемой на охлаждение насосов, а также воды после мытья полов насосной производится во вторую систему промливневой канализации (канализацию стоков ЭЛОУ), оборудованную гидрозатворами; Предельно-допустимая концентрация нефтепродуктов в сточных водах не должна превышать 1000 мг/л. 41 8 Расстановка приборов на технологической схеме ЭЛОУ Системы автоматизации технологических процессов (АСУ ТП) в нефтехимической промышленности реализуются с использованием различных средств автоматизации. Основу её составляет аппаратно- программный комплекс, специально разработанный для управления сложными распределенными технологическими процессами и подготовленный для индивидуального проекта. На нефтехимических заводах непрерывный контроль и упреждающее техническое обслуживание производственных объектов является критически важным для поддержания эксплуатационной готовности технологического оборудования и повышения производительности. Honeywell система управления эффективностью производственных объектов - это пакет программных и технических средств для мониторинга всех типов производственных объектов завода - от полевых устройств и систем управления до вращающегося оборудования и анализаторов. Этот подход к техническому обслуживанию, исходящий из режимов процесса, что позволяет разработать комплексное решение для идентификации проблем, сконцентрированное на процессе, в отличие от решения, исходящего только из показателей самих устройств. Все данные вводятся в AssetManager, который является одним из ключевых компонентов, входящих в единую архитектуру системы Experion™ (PKS), и задает “точку фокуса” для всех действий по управлению эффективностью производственных объектов. Оперативные данные с площадки и диагностические данные интегрируются в систему поддержки принятия решений, которая быстро определяет проблему и помогает ее разрешить, привлекая к ней внимание соответствующих специалистов. Мнемосхема - изображение на экране монитора фрагмента технологической схемы с отображением значений технологических параметров, состояния исполнительных механизмов и электрооборудования. 42 Мнемосхемы представляет собой полное повторение системы управления технологической установкой, включающая пользовательский интерфейс оператора, детально повторяющий реальную среду оператора РСУ, тренды и сигнализацию. Рисунок 1- Мнемосхема 43 9 Ведение технологического процесса переработки нефти на установке АВТ Нефть представляет собой сложную смесь взаимно растворимых углеводородов. На практике нефть разделяют на фракции, подвергая обработке с целью изменения химического состава. Фракция – смесь углеводородов, выкипающих в определенном интервале температур. Существуют процессы первичной и вторичной переработки нефти. Дистилляция - процесс разделения смеси взаимно растворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется. Полученные пары отбираются и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. Перегонка осуществляется однократным, многократным или постепенным испарением. Ректификация - процесс разделения нефти на фракции, при помощи многократного контактирования, поднимающегося потока паров и стекающего потока жидкости. Процесс ректификации происходит в вертикальных цилиндрических аппаратах – ректификационных колоннах, снабженных специальными устройствами – тарелками, позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по колонне, и жидкостью, стекающей вниз. Пары продукта, поднимаясь на вышележащую тарелку, (где температура ниже) частично конденсируется, а жидкость на этой тарелки частично испаряется. При этом конденсируется высококипящие компоненты (ВВК), а испаряются из жидкости более низкокипящие (ННК). Процесс конденсации и испарения повторяются на каждой тарелки. Чем выше по колонне поднимаются пары продукта, тем больше концентрация в них НКК. Чем ниже по колонне стекает жидкость, тем больше концентрация в ней 44 ВКК. Для процесса ректификации необходимые условия: 1. В любом стечении колонны должен быть восходящий поток паров и нисходящий поток жидкости. 2. Наличие контактных устройств – тарелок. 3. Разница температур не только между верхом и низом колонны, но и меду двумя соседними тарелками. Продукты, получаемые на установке АВТ и их дальнейшее использование: Атмосферный блок: 1. Сухой газ (С, С) – как топливо для печей. 2. Жирный газ (С, С) – как сырье для ГФУ – 2. 3.Бензин стабильный – как сырье для установок риформинга, как компонент автомобильных бензинов. 4. Керосин – как компонент для авиационных двигателей. 5. ДТ зимнее – как топливо для дизельных двигателей. При необходимости подвергается гидроочистке. 6. ДТ летнее. 7. Мазут – используется как сырье на вакуумном блоке, как топливо. Вакуумный блок 1 вакуумный погон для производства смазочных масел; 2 вакуумный погон для производства смазочных масел; 3 вакуумный погон для производства смазочных масел; Гудрон – как сырье для установок термического крекинга, коксования, сырье для получения остаточных масел. 45 Рисунок 2 - Принципиальная схема простой ректификационной колонны: 1 - колонна; 2 – аппарат воздушного охлаждения; 3 - сепаратор; 4 - насос; 5 - печь. I – сырье; II – холодное орошение; III – ректификат; IV – газ; V – горячая циркулирующая струя; VI - остаток. 46 Рисунок 3 - Схема блока вакуумной перегонки: 1 – вакуумная колонна; 2 – печь нагрева мазута; 3 – слой насадки; 4 – промывной слой насадки; 5 – теплообменник; 6 – аккумулятор. Потоки: I – верхнее ЦО; II – среднее ЦО; III – горячее орошение; IV – циркуляция затемненного продукта; V – к эжектору 47 Рисунок 4 - Принципиальная схема сложной колонны: 1 – колонна; 2 – отпарные колонны (стриппинги); 3 – сепаратор (емкость орошения); 4 – холодильник; 5 – конденсатор воздушного охлаждения (КВО); 6 – насос; I – нефть; II – водяной пар; III – мазут; IV – дизельная фракция; V - керосиновая фракция; VI – бензиновая фракция; VII – острое орошение; VIII – вода, охлаждающая; IX – вода в дренаж. Таблица 5 - Нормы технологического режима Наименование показателей режима. Единицы измерения Допустимые пределы Примечание 1 2 3 4 Предварительный испаритель К-1 Давление МПа Не более 0,4 Регистрация Температура верха 0 С 120-150 Регулирование Температура низа 0 С Не более 245 Регистратор Атмосферная колонна К-2 Давление МПа Не более 0,2 Регистрация Температура верха 0 С 110-150 Регистрация Температура низа 0 С Не более 350 Регистрация Вакуумная колонна К-5 Температура верха 0 С Не более 135 Регулирование Температура низа 0 С Не более 385 Регистрация Остаточное давление верха мм. рт. ст. Не более 60 Регистрация Печь П-1, П-2 Температура продукта при выходе 0 С Не более 375 (П-1) Регулирование Температура дымовых газов над перевалами Не более 800 Регистрация Температура «горячей струи» 0 С Не более 370 Регистрация Температура отходящих продуктов с установки Регистрация Бензин в резервуары 0 С Не более 50 Регистрация Бензин на ФСБ 0 С Не более 70 Регистрация Дизельное топливо: зимнее летнее 0 С Не более 70 Не более 70 Регистрация Регистрация 2 вакуумный погон 3 вакуумный погон 4 вакуумный погон 0 С Не более 90 Не более 90 Не более 90 Регистрация Регистрация Регистрация Мазут 0 С Не более 90 Регистрация Гудрон 0 С Не более 130 Регистрация 49 10 Регулирование параметров работы печей, правила розжига печей До ввода печи в эксплуатацию необходимо составить эксплуатационную документацию, составить режимные карты, провести теплотехнические испытания и наладку режима работы печи. Подготовка к работе, пуск, эксплуатация и остановка печи должны производиться с учётом «Временной инструкции по пуску, эксплуатации и остановке типовых трубчатых печей»,а также инструкций организаций- изготовителей запально-защитных (ЗЗУ) и основных горелочных устройств. Должны быть в наличии акты приёмки металлоконструкций, фундаментов, проведённых футеровочных работ, опрессовки змеевика и системы топливоподачи, паспорт и эксплуатационная документация на печь. Произвести проверки в соответствии с инструкцией, а также - проверить блокировку подачи газового топлива в зависимости от минимального и максимального давления в коллекторе печи; - проверить циркуляцию продукта через змеевик (в диапазоне рабочих значений); - продуть топочную камеру печи водяным паром. Продувку проводить 30 минут после появления пара на выходе из дымовой трубы. Пуск печи производится согласно эксплуатационной документации на установку, разработанной с учётом «Правил эксплуатации, по распоряжению начальника цеха или начальника установки. Последовательно зажечь все дежурные горелки печи (при наличии разрежения в топке печи). Алгоритм розжига и работы дежурных горелок описан в техническом описании организации - изготовителя. При пуске печи должны работать все дежурные горелки. Они должны работать не менее 30 минут, после чего приступить к пуску основных горелок. Пуск основных горелок проводить согласно инструкции на горелочное устройство, последовательно. Регулируется соотношение топливо/воздух и 50 выравниваются нагрузки на каждой из основных горелок. Подача топлива к основным горелкам производится в соответствии с графиком сушки и разогрева печи. После розжига основных горелок необходимо организовать нормальный режим горения в топке печи для чего равномерно нагрузить горелки при регулировке количества подаваемого для горения воздуха. Факела всех горелок должны иметь одинаковую высоту. Коэффициент избытка воздуха после камеры радиации устанавливается по анализам продуктов сгорания на содержание кислорода. Обязанности технологического персонала. При нормальной работе печи технологический персонал обязан поддерживать тепловой режим и оптимальное горение топлива в соответствии с режимной картой за счёт регулирования соотношения подачи к горелкам топлива, воздуха, контролируя состав дымовых газов по показаниям газоанализаторов и по результатам визуального наблюдения за формой и цветом пламени и продуктов сгорания. Длина факелов в печи должна быть одинаковой. Затягивание «языков» пламени в конвекционную камеру и «омывание» пламенем конвективных труб не допускается. При наличии каких-либо отклонений от нормальной работы горелочных устройств технологическому персоналу надлежит принять меры к устранению причин и соответствующей их наладке, руководствуясь при этом инструкцией по монтажу и эксплуатации данного горелочного устройства. При попадании газового конденсата в горелочные устройства немедленно перекрыть подачу газообразного топлива в горелку, произвести дренирование конденсата, проверить состояние конденсатоотбойников топливной сети, проконтролировать температуру подогрева газа перед сжиганием и предупредить диспетчера предприятия. Коэффициент избытка воздуха (по содержанию остаточного кислорода в продуктах сгорания), а также полнота сгорания топлива должны определяться автоматическими поточными газоанализаторами, а при их отсутствии - по результатам лабораторного анализа пробы дымовых газов. 51 Нормальная остановка трубчатой печи производится постепенным снижением температуры в соответствии с технологической инструкцией по эксплуатации установки со скоростью 25 - 30 °С/ч. После снижения температуры в камере сгорания до 100 - 150 °С прекращается горение всех форсунок. В течение 15 - 20 минут печь продувается паром. Аварийные остановки возможны при: - снижении давления и расхода нагреваемого продукта; - внезапном прекращении подачи топлива; - прогаре (или перегреве) труб змеевика; - при обнаружении значительного разрушения футеровки; - возникновении пожара внутри печи из-за разрушения змеевика. При возникновении аварийной ситуации прекращается подача топлива и воздуха. При необходимости применяются противопожарные мероприятия в соответствии с эксплуатационной документацией на печь. 52 11 Подготовка и проведение остановки установки АВТ при нормальных и аварийных ситуациях. Подготовка и проведение нормального пуска установки АВТ Перечень основных обязательных условий, при выполнении которых разрешается производить пуск: 1) Уборка помещений и территории. 2) Проверка соответствия схемы расстановки постоянно установленных заглушек с натурой. 3) Проверка правильности сборки схемы, снятия заглушек. 4) Проверка подключения КИПиА (соответствие маркировки точек отбора фактическому подключению). 5) Проверка схем сигнализации и блокировки, срабатывания запорных, отключающих устройств. 6) Проверка готовности резервуаров под готовую продукцию и схем к откачке готовой продукции. 7) Проверка правильности оборудования пробоотборных точек на установке. 8) Испытание вентиляции, паротушения, обкатка оборудования, проверка сигнализации и блокировки. 9) Комплексная опрессовка водой или паром аппаратов и оборудования установки и визуальная проверка всей системы. 10) Проверка системы производится путем осмотра: - крепления фланцевых соединений; - крепления люков на аппаратах; - состояния трубопроводов и арматуры, соответствие арматуры по давлению и температуре; - наличие табличек на предохранительных клапанах и котлонадзорном оборудовании; - исправности контрольно-измерительных приборов; - отсутствия ранее установленных временных заглушек. По окончании опрессовки сдренировать воду из аппаратов и оборудования. 53 11) Проверка готовности системы к приему пара 15 кгс/см 2 оборотной воды 1 системы и подача заявки диспетчеру НПЗ о подаче пара и воды на установку за сутки до приема. 12) Проверка готовности системы к приему щелочи, деэмульгатора и нейтрализатора. 13) Проверка готовности схемы к приему электроэнергии. 14) Проверка наличия и исправности устройства молниезащиты и защиты от статического электричества. 15) Продувка инертным газом (азотом) или водяным паром, с обязательным контролем за ее эффективностью путем проведения анализов. 16) Перед пуском котла-утилизатора в работу необходимо: Убрать с территории, из насосных и с оборудования котла мусор, посторонние предметы, различные приспособления, строительно-монтажные материалы, перекрыть лотки и каналы. Произвести проверку аппаратов (барабанов котлов-утилизаторов, деаэратора, сепаратора непрерывной продувки, расширителя периодической продувки) на отсутствие в них мусора и посторонних предметов, после чего закрыть люки аппаратов и люки на коллекторах испарительных секций; экономайзера и пароперегревателя котла. Произвести наружный осмотр оборудования, аппаратов и трубопроводов блока. При наружном осмотре необходимо убедиться, что: 1) на фланцах установлены все шпильки; 2) болты имеют достаточную длину нарезки; 3) все расчетные зазоры элементов котлов выдержаны; 4) дверцы, лазы, люки закрыты плотно; 5) газоходы котла очищены от грязи, шахтовой пыли и посторонних предметов; 6) обмуровка не имеет неплотностей и повреждений; 7) все вентили открываются и закрываются нормально; 8) все спускные и продувочные вентили закрыты, пароводяные коммуникации, трубопроводы отбора проб, воды и пара, а также продувочные линии исправны; 9) предохранительные клапаны не заклинены; 54 10) водоуказательные стекла, сниженные указатели уровня и манометры исправны. Произвести испытание аппаратов и трубопроводов на прочность и плотность, слить опрессовочную воду. Проверить проходимость трубопроводов. Проверить состояние машинного оборудования (дымососов, питательных и циркуляционных насосов), наличие смазки, ограждений вращающихся частей, исправность обвязки по охлаждению, работу направляющих аппаратов, наличие манометров. Проверить подключение КИП. Проверить наличие технической документации (схем, инструкций) на рабочем месте. Снять заглушки, установленные на линиях вывода пара с котлов-утилизаторов (убедившись, что главные паровые задвижки закрыты, а продувки пароперегревателей открыты), на линии приема ХОВ на установку. Подать заявку на прием ХОВ на установку. Подать заявку в НПЗ на сборку электросхем на электродвигатели вентиляторов, насосов и дымососов, приводов эл.задвижек и шиберов газоходов. После подачи напряжения проверить работу задвижек с электроприводом, правильность вращения насосов, дымососов, вентиляторов, включить в работу вентиляторы. Принять пар из магистрального парового коллектора на дренажи после главных паровых задвижек котлов-утилизаторов. По согласованию с диспетчером НПЗ открыть задвижку приема ХОВ на установку, собрать схему и набрать уровень воды в баке-аккумуляторе. Воздушник деаэратора поз. Е-24 должен быть открыт. Проверить работу уровнемера деаэратора. Заполнение системы нефтью, холодная циркуляция блока ЭЛОУ и АТ. Проверить готовность резервуаров в парках для приема нефтепродуктов с установки и приступить к подготовке схемы приема нефти на установку и схемы откачки по линии некондиции. Подготовить насосы поз. Н-1,1а,б,г к работе, собрать схему заполнения 55 колонны поз. К-1 от Н-1,1а,б,г до К-1. Открыть задвижки по ходу продукта из К-1 в К-2. Собрать схемы конденсации верхних продуктов колонн поз. К-1,2 через Т- 5/1÷5, Т-5а, Т-5б; Т-7/1÷6, Т-7а, Т-29 в Е-1,3 и далее в факельную линию. Включить в работу приборы, показывающие расход, давление, температуру, уровень. Заполнение системы нефтью вести по схеме: К-1 Н-7 П-1 К-1 К-1 Н-3 П-1,З,4, П-2/1 К-2 К-2 Н-21(Н-21б) Т-4/3 Т-4/1 Т-3 Т-16/1 Т-34 Т-24 Н-1,1а,б,г. Для обеспечения заполнения электродегидраторов и для выхода воздуха открыть байпасные задвижки предохранительных клапанов электродегидраторов и убедиться в проходимости по трубопроводу. Набрать нормальные уровни в колоннах поз. К-1, К-2 и наладить холодную циркуляцию по вышеуказанной схеме, установив производительность установки 550-750 м 3 /час. Байпасы у ППК электродегидраторов закрыть и опломбировать. При налаживании циркуляции через печи необходимо: поочередно прокачать потоки печей поз. П-1,2,3,4 убедившись в нормальной проходимости, и установить расходы по потокам печей не менее 45 м 3 /час, уровни в колоннах поз. К-1, К-2 поддерживать постоянными, подключив один из резервуаров парка 65 для подпитки. Во время холодной циркуляции производят постоянное удаление воды из мест скопления через дренажи, периодически открываемые, со сбросом в промканализацию, производят проверку на проходимость трубопроводов и аппаратов, устраняют выявленные дефекты. нефть из резервуаров парка 65 линия 1 1-й поток Т-2/1,2 Т-17/1 2-й поток Т-1/1,2,3 Т-16/1 3-й поток Т-53 Т-101 Н-1,1а,б,г Э1/1,2 Э5/1, 2 Т-3 Т-4/1 Т-4/3 Т-17/2 Т18 Т-68 Т-52 Т-4/2 Т-64 Т-63 Т-16/2 Т-53а Т-66 Т-61 Т-51 К-1 56 12 Анализ причин нарушения технологического процесса, возможных неполадок и аварийных ситуаций на установке АВТ. 1. Резкое повышение давления в колонне К-1 2. Понижение уровня в К-1 3. Повышение температуры дымовых газов на перевале П-1, П-2 1.Повышенрие содержания H 2 O в нефти 2.Поступление на орошение обводненного бензина. 3. Сокращение расхода газа из Е-1. 4. Повышения уровня отбензиненной нефти в колонне. 5. Переполнение емкости орошения. 6. Отключение электродвигателей АВО. Низкая нагрузка по нефти 1.Поступление на форсунки вместе с газом газового конденсата. 2. недостаточное распыление жидкого топлива паром. 1.переполнение уровня колонны К-1, К-2. ● понизить производительность установки по нефти ● проверить наличие H 2 O в бензине ● Сдренировать H 2 O ● Наладить работу прибора раздела фаз ● набрать большое количество газа на печи ● понизить производительность установки по нефти ● понизить производительность установки по нефти ● увеличить откачку бензина с установки ● понизить производительность, включенных двигателей Уменьшить загрузку по нефти в печи. ● Закрыть газ на форсунки. ● Улучшить охлаждение бензина К-1 ● Повысить Р в колонне стабилизации. ● Отрегулировать горение форсунок. Понизить производительность. ● Отрегулировать горение форсунок ● Бензин направить в линию некондиции понизить производительность установки или перевести на горячую 57 4. Затемнение бензина К-1, К-2 5. Потемнение дизельного топлива 6. Резкое снижение вакуума в К-5. 1. пропуск нефти через теплообменник. 1.Отключение электродвигателей АВО. 2. Большое содержание светлых н /п в мазуте. 3. Высокая Т нагрева мазута в П-3. циркуляцию. ● Дизельное топливо перевести в линию мазута. ● наладить т/о ● понизить производительность установки по нефти ● уменьшить загрузку мазута в К-6 ● временно уменьшить подачу водяного пара в низ К-6 ● включить электродвигатели ● при длительном низком вакууме вакуумную часть установки остановить ● Нормализовать технологический режим атмосферы колонн ● Снизить Т мазута на выходе из печи ● отключить неисправные эжекторы. 58 13 Регулирование параметров работы сложной атмосферной колонны К-2 Наименование стадий процесса, показателей режима, номера позиций оборудования по схеме Едини цы измере ния Допускае мые пределы технологи ческих параметр ов и показател ей качества Функционал ьное обозначение и номер позиции прибора по схеме Требуем ый класс точност и измерит ельных приборо в Оптимальны е значения параметров 1 2 3 4 5 6 Температура верха колонны поз. К-1 о С 100÷165 TIRC205 1 120÷150 Температура низа колонный поз. К-1 о С 200÷240 TIR207_1 1 210÷240 Давление в колонне поз. К-1 кгс/см 2 (МПа) 1,5÷5 (0,15÷0,49 ) PIRCА243 1,5 2÷4,5 (0,2÷0,45) Уровень в колонне поз. К-1 % 20÷90 LIRCА309 2,5 40÷70 Уровень раздела фаз в емкости поз. Е-1 % 20÷90 LIRCА311 2,5 40÷70 Расход горячей струи от насосов поз. Н-7, 7а м 3 /ч 200÷600 FIRА282 1,5 300÷500 Температура нефти на выходе из печи поз. П-1 о С 280÷360 TIRC223 1 300÷350 Температура нефти на выходе из поз. П-1 1 поток о С 280÷360 TIR221_5 1 300÷350 Температура нефти на выходе из поз. П-1 2 поток о С 280÷360 TIR221_6 1 300÷350 Температура нефти на выходе из поз. П-1 3 поток о С 280÷360 TIR221_7 1 300÷350 Температура нефти на выходе из поз. П-1 4 поток о С 280÷360 TIR221_8 1 300÷350 Давление нефти на входе в поз. П-1 1 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 30 (2,94) PIR252_1 1,5 - Давление нефти на входе в поз. П-1 2 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 30 (2,94) PIR252_2 1,5 - Давление нефти на входе в поз. П-1 3 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 30 (2,94) PIR252_3 1,5 - Давление нефти на входе в кгс/см 2 30 PIR252_4 1,5 - 59 поз. П-1 4 поток, не более (МПа) (2,94) Расход нефти по 1 потоку поз. П-1 м 3 /ч 50÷150 FIRА300_1 1,5 50÷110 Расход нефти по 2 потоку поз. П-1 м 3 /ч 50÷150 FIRА300_2 1,5 50÷110 Расход нефти по 3 потоку поз. П-1 м 3 /ч 50÷150 FIRА300_3 1,5 50÷110 Расход нефти по 4 потоку поз. П-1 м 3 /ч 50÷150 FIRА300_4 1,5 50÷110 Температура дымовых газов на перевале поз. П-1 1 точка, не более о С 870 TIR229_5 1 - Температура дымовых газов на перевале поз. П-1 2 точка, не более о С 870 TIR229_6 1 - Температура дымовых газов на перевале поз. П-1 3 точка, не более о С 870 TIR229_7 1 - Температура дымовых газов на перевале поз. П-1 4 точка, не более о С 870 TIR229_8 1 - Температура перегретого пара поз. П-1 о С 350÷450 TIR228_9 1 - Температура отходящих дымовых газов поз. П-1, не более о С 700 TIR228_8 1 500-550 Разрежение по тракту печи поз. П-1, не более мм.в.ст 0 PIR114_1 1,5 минус 2,5- минус 3,5 Объёмная доля кислорода в дымовых газах печи поз. П-1, не более % 12 AIR2400 1 5-7 Температура верха колонны поз. К-2 о С 120÷160 TIRC209_1 1 125÷145 Температура низа колонны поз. К-2 о С 330÷360 TIR210 1 340÷355 Давление в колонне поз. К-2 кгс/см 2 (МПа) 0,5÷4,5 (0,5÷0,44) PIRСА245 1,5 1,2÷2,5 (0,12÷0,25) Уровень в колонне поз. К-2 % 20÷90 LIRCА312 2,5 40÷70 Температура перетока из колонны поз. К-2 в стриппинг поз. К-6 о С 160÷220 TIR214_1 1 170÷210 Температура перетока из колонны поз. К-2 в стриппинг поз. К-7 о С 240÷290 TIR215_1 1 250÷280 Температура перетока из о С 300÷350 TIR216 1 310÷340 60 колонны поз. К-2 в стриппинг поз. К-9 Расход IЦО колонны поз. К-2 м 3 /ч 250÷450 FIRCА287 1,5 350÷450 Температура I ЦО перед входом в колонну поз. К-2 о С 40÷120 TIR212 1 60÷90 Расход 2ЦО колонны поз. К-2 м 3 /ч 100÷300 FIRCА286 1,5 200÷250 Температура 2ЦО перед входом в колонну поз. К-2 о С 60÷260 TIR213 1 110÷250 Расход перегретого пара в колонну поз. К-2 т/ч 2÷15 FIRC292 1,5 4÷7 Уровень в стриппинге поз. К-6 % 10÷90 LIRCА314 2,5 40÷70 Уровень в стриппинге поз. К-7 % 10÷90 LIRCА315 2,5 40÷70 Уровень в стриппинге поз. К-9 % 10÷90 LIRCА316 2,5 40÷70 Температура низа стриппинга поз. К-9 о С 300-350 TIR216а 1 310-340 Уровень раздела фаз в емкости поз. Е-3 % 20÷90 LIRCА318 2,5 40÷70 Уровень в емкости поз. Е-3 % 20÷90 LIRCА317 2,5 40÷70 Уровень в емкости поз. Е-12 % 20÷90 LIRCA319 2,5 40÷70 Расход отбензиненной нефти от насосов поз. Н-3, 3а, 3б м 3 /ч 400÷900 FIRА283 1,5 650÷800 Температура нефти на выходе из печи поз. П-2 о С 340÷380 TIRC227 1 370÷380 Температура нефти на выходе из печи поз. П-2 1 поток о С 340÷380 TIR222_5 1 370÷380 Температура нефти на выходе из печи поз. П-2 2 поток о С 340÷380 TIR222_6 1 370÷380 Температура нефти на выходе из печи поз. П-2 3 поток о С 340÷380 TIR222_7 1 370÷380 Температура нефти на выходе из печи поз. П-2 4 поток о С 340÷380 TIR222_8 1 370÷380 Давление нефти на входе в печь поз. П-2 1 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 25 (2,45) PIR265_1 1,5 - Давление нефти на входе в печь поз. П-2 2 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 25 (2,45) PIR265_2 1,5 - Давление нефти на входе в печь поз. П-2 3 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 25 (2,45) PIR265_3 1,5 - Давление нефти на входе в печь поз. П-2 4 поток, не более кгс/см 2 (МПа) 25 (2,45) PIR265_4 1,5 - Расход нефти по 1 потоку печи поз. П-2 м 3 /ч 35÷90 FIRCA303_1 1,5 40÷75 61 Расход нефти по 2 потоку печи поз. П-2 м 3 /ч 35÷90 FIRCA303_2 1,5 40÷75 Расход нефти по 3 потоку печи поз. П-2 м 3 /ч 35÷90 FIRCA303_3 1,5 40÷75 Расход нефти по 4 потоку печи поз. П-2 м 3 /ч 35÷90 FIRCA303_4 1,5 40÷75 Температура дымовых газов на перевале печи поз. П-2 1 точка, не более о С 870 TIR230_5 1 - Температура дымовых газов на перевале печи поз. П-2 2 точка, не более о С 870 TIR230_6 1 - Температура дымовых газов на перевале печи поз. П-2 3 точка, не более о С 870 TIR230_7 1 - Температура дымовых газов на перевале печи поз. П-2 4 точка, не более о С 870 TIR230_8 1 - Температура отходящих дымовых газов печи поз. П-2, не более о С 700 TIR228_5 1 520-570 Разрежение по тракту печи поз. П-2, не более мм.в.ст 0 PIR114_4 1,5 минус 3,0- минус 4,0 Объёмная доля кислорода в дымовых газах печи поз. П-2, не более % 12 AIR2403 1 3,5-5 Температура верха колонны поз. К-8 о С 75÷95 TIRC2000 1.5 75÷85 Температура низа колонны поз. К-8 о С 140÷200 TIR220 1.5 150÷175 Давление в колонне поз. К-8 кгс/см 2 (МПа) 6÷12 (0,59÷1,18 ) PIRCА250 1 8÷10 (0,78÷0,98) Уровень в колонне поз. К-8 % 20÷90 LIRCA320 1 40÷60 Уровень в емкости поз. Е-2 % 20÷90 LIRCA321 1 40÷70 Расход горячей струи от насосов поз.Н-2,2а,12 м 3 /ч 100÷270 FIRCА305 1.5 150÷250 Давление продукта на входе в печь поз. П-4по колонне поз. К-8, не более кгс/см 2 (МПа) 25 (2,45) PIR427 1.5 - Температура бензина на выходе из печи поз. П-4по колонне поз. К-8 о С 180÷220 TIRC231 1 180÷200 Температура дымовых газов на 1 перевале печи поз. П-4, не о С 850 TIR412_1 1 - 62 более Температура дымовых газов на 2 перевале печи поз. П-4, не более о С 850 TIR412_2 1 - Температура дымовых газов на 3 перевале печи поз. П-4, не более о С 850 TIR412_3 1 - Температура дымовых газов на 4 перевале печи поз. П-4, не более о С 850 TIR412_4 1 - Температура отходящих дымовых газов печи поз. П-4, не более о С 700 TIR413_2 1 320-350 Разрежение по тракту печи поз. П-4, не более мм.в.ст 0 PIR114_7 1,5 минус 3,0- минус 5,0 Объёмная доля кислорода в дымовых газах печи поз. П-4: - при работе блока ВПб, не более - при исключении блока ВП(б) из работы, не более % % 12 14 AIR2404 1 9,5-10,5 10-13 63 Заключение Учебная практика способствовала закреплению полученных теоретических знаний в рамках ПМ 05 Выполнение работ по профессии 16081 «Оператор технологических установок» позволила закрепить и повысить уровень своего профессионального мастерства и мышления. В ходе прохождения практики удалось сформировать представление о виде профессиональной деятельности МДК 05.01. По ходу учебной практики был проведен осмотр установок, их принципа действия. 64 Список литературы 1. “История развития нефтяной и газовой промышленности” Форма доступа: https://helpiks.org/9-27484.html 2. “Регламент Установки ЭЛОУ-АВТ-6” Форма доступа: https://pronpz.ru/ustanovki/avt-6.html 3. Ведение технологического процесса на установках I и II категории. В 2 ч. Ч. 2: учеб. для студ. учреждений сред. проф. образования / Л. Б. Воронкова, А. А. Захарова. – М.: Издательский центр «Академия» , 2017, - 288с. 4. Химия и технология переработки нефти. – М.: Химия, К20 2013.- 496 с. 5. Химия и технология нефти и газа : учебное пособие / С. В. Вержинская, Н. Г. Дигуров, С. А. Синицин. – 3-е изд., испр. и доп. – М. : ФОРУМ : ИНФРА-М, 2015. – 416 с. : ил. – (Профессиональное образование). |