Высокосернистой нефти (упвсн)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

 

 

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ

ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ (УПВСН)

Цеха подготовки и перекачки нефти

НГДУ "Ямашнефть"

 

Регистрационный номер _____________________

 

Срок действия регламента 5 лет до “___” ________ 2016 г.

Альметьевск -2011

 

«СОГЛАСОВАНО»	«СОГЛАСОВАНО»
Начальник отдела промышленной безопасности и охраны труда НГДУ «Ямашнефть»	Главный технолог НГДУ «Ямашнефть»
_____________ М.Г. Султанов	_____________ Н.Ф.Хамидуллин
«___» __________ 2011 г.	«___» ____________ 2011 г.

 

 

Разработчик регламента:

ООО ПФ «Нефтегазтехнология»

 

м.п.

Состав технологического регламента

		Стр.
1.	Общая характеристика производства............................
2.	Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, производимой продукции и энергоресурсов.............................
3.	Описание технологического процесса и схемы производства
4.	Нормы технологического режима...............................
5.	Контроль технологического процесса 5.1. Аналитический контроль производства.......................... 5.2. Перечень блокировок и сигнализаций.........................
6.	Основные положения пуска и остановки установки 6.1. Подготовка к пуску установки................................. 6.2. Пуск установки............................................. 6.3. Нормальная эксплуатация установки........................... 6.4. Нормальная остановка установки и вывод в резерв............... 6.5. Аварийная остановка установки............................... 6.6. Особенности остановки и пуска установки в зимнее время.........
7.	Безопасная эксплуатация производства 7.1. Опасные факторы производства, мероприятия по снижению опасности производства......................................... 7.2. Характеристика пожаровзрывоопасных и токсичных свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства............ 7.3. Классификация технологических блоков по взрывоопасности....... 7.4. Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий, помещений и наружных установок.......................... 7.5. Возможные неполадки и аварийные ситуации, способы их предупреждения и устранения......................................... 7.6. Меры безопасности при эксплуатации установки, выполнении регламентных производственных операций............................
8.	Пожарная безопасность.........................................
9.	Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей 9.1. Способы защиты от образования взрывоопасных смесей.......... 9.2. Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями...... 9.3. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях......................................... 9.4. Безопасный метод удаления продуктов производства из технологических систем и отдельных видов оборудования.................... 9.5. Меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем................................................... 9.6. Меры по предупреждению накапливания зарядов статического электричества..................................................... 9.7. Средства индивидуальной защиты работающих.................
10.	Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферы, методы их утилизации, переработки 10.1. Выбросы в атмосферу...................................... 10.2. Сточные воды............................................. 10.3. Твердые и жидкие отходы...................................
11.	Характеристика основного технологического оборудования 11.1. Краткая характеристика емкостного, теплообменного и насосного оборудования.................................................. 11.2. Краткая характеристика регулирующих клапанов................ 11.3. Краткая характеристика предохранительных клапанов............
12.	Перечень обязательных инструкций и нормативно-технической документации 12.1. Общая нормативно-техническая документация.................. 12.2. Обязательные инструкции...................................
13.	Технологическая схема установки...............................
	Лист регистрации изменений и дополнений......................

 

 

_______________________________________________________________________

Регламент разработан в полном соответствии с требованиями “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 и РД 09-251-98 “Положение о порядке разработки и содержании раздела “Безопасная эксплуатация производств” технологического регламента”, утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 18.12.98 г. № 77.

КОНТРОЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

Контроль технологического процесса подготовки нефти производится путем анализа сырья и продуктов, а также приборного контроля посредством распределенной системы контроллеров и АРМ оператора с мнемосхемой установки, которые исключают выход параметров процесса за допустимые пределы за счет блокировок и сигнализации.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПУСКА И ОСТАНОВКИ УСТАНОВКИ

 

Подготовка к пуску установки

6.1.1. Подготовка к пуску и пуск установки производится по письменному распоряжению главного технолога НГДУ на основании приказа главного инженера НГДУ. Пуском установки руководит инженер-технолог установки. Первоначальный пуск установки после ремонта(реконструкции) производится пусковой бригадой, в состав которой кроме обслуживающего персонала установки (операторов) включаются звенья КИП с мастером, электриков с мастером и слесарей по ремонту технологического оборудования. Перед пуском пусковая бригада должна быть проинструктирована и ознакомлена с заданием на пуск с соответствующей записью в вахтовом журнале.

 

6.1.2. Общая подготовка установки к пуску производится в следующей последовательности:

· проверить завершенность всех строительных и монтажных работ;

· тщательно осмотреть аппараты, трубопроводы и оборудование;

· проверить плотность крепления фланцев, задвижек (все задвижки должны быть закрыты), закрытие люков;

· проверить правильность установки заглушек с соответствующей записью в журнале регистрации заглушек;

· проверить все предохранительные устройства и клапаны, заземления аппаратов и оборудования;

· проверить работу КИП и А и перевести ее на ручной режим;

· провести обкатку электродвигателей насосов и их центровку;

· проверить исправность и готовность к использованию телефонной связи, систему и средства пожаротушения, инвентаря и средств индивидуальной защиты;

· проверить исправность промышленной канализации и готовности к работе узла очистки сточной воды, насосов откачки на БНГ;

· проверить по технологической схеме нумерацию оборудования, запорной арматуры, стрелок на трубопроводах, указывающих направления движения потоков;

· проверить наличие технической документации и инструкций согласно перечня;

· в операторной постоянно размещены на видном месте технологический регламент, общая технологическая схема установки, производственно эксплуатационные инструкции и правила ТБ;

· оповестить диспетчера о приеме на установку электроэнергии, пара, воздуха КИП и пресной воды;

· сообщить о времени пуска и сделать соответствующую запись в вахтовом журнале.

 

6.1.3. Прием пара на установку осуществляется в следующем порядке:

· открыть все воздушки и дренажи на трубопроводе пара;

· приоткрыть общую задвижку на линии пара на установку;

· сдренировать конденсат из трубопровода и при появлении сухого пара дренажи и воздушники закрыть;

· плавно открыть общую задвижку;

· проверить герметичность всех соединений на паровых линиях.

 

6.1.4. Прием электроэнергии на установку производится после оповещения всех работающих пуско-наладочной бригады, только удостоверившись в исправности электрооборудования, системы защиты, заземления и зануления.

 

6.1.5. Прием пресной воды на установку производится в следующем порядке:

· закрыть все задвижки подачи воды и опрессовать линии до максимального давления;

· проверить герметичность соединений, устранить неисправности, если они имелись;

· в зимнее время дать воду на проточку.

 

Пуск установки

 

6.2.1. При первоначальном пуске установки необходимо заполнить сырой нефтью буферные емкости Е-1/1, Е-1/2 и пустить насос группы Н-1/1,2. Для этого необходимо:

· открыть задвижку на входе в установку и направить поток на заполнение Е-1/1,2 до набора около 50 % уровня в каждом аппарате (уровни отслеживать по монитору);

· в период заполнения аппаратов вытесняемый воздух и нефтяной газ направить через воздушники в атмосферу;

· нефтяной газ из ЕП-1,2 направить на МГПЗ, предварительно сообщив диспетчеру;

· подготовить к работе насосы группы Н-1,Н-2 и запустить их в работу;

· пустить поток сырой нефти на заполнение теплообменников Т-1/1-6, печи П-1¸П-2,колонны К-1, сепараторов С-1, С-2.

 

6.2.2. Необходимо заполнить сырой нефтью теплообменники Т-1/1-6, печь П-1,колонну К-1, сепараторы С-1, С-2. Для этого необходимо:

· открыть задвижки сперва на выходе в трубных пучков теплообменников, а затем на входе в трубных пучков теплообменников;

· эти же операции выполнить с печью и поток с выходного коллектора печи подать на заполнение колонны и сепараторов;

· открыть задвижку на входе колонны и набрать уровень в кубе – 1м;

· открыть задвижку на входе в сепараторы и заполнить их до набора 50 % уровня (уровень отслеживать по монитору);

· вытесняемый из системы воздух направить через воздушники в атмосферу;

· подать газ в печь;

· газ из колонны и сепараторов направить на теплообменник Т-2,далее КС-1,КС-2 и на прием МУСО;

· после заполнения сепараторов приступить к заполнению РВС – 5000 № 4 или РВС № 5;

· тщательно проверить все соединения на герметичность, обнаруженные течи устранить после сброса давления.

 

6.2.3. При обеспечении постоянного расхода жидкости через печь, запустить печь согласно инструкции.

Наполнить емкость Е-2 пресной водой до уровня не менее 1 м подготовить и запустить насосы подачи пресной воды Н-3,Н-4. Образовавшуюся сточную воду при достижении уровня не менее 1м с технологических резервуаров РВС №4,5 направить на подготовку в РВС-2000 № 1 или напрямую на прием подкачивающих насосов насосной REDA и откачать в систему ППД НГДУ «Альметьевнефть». После заполнения технологических резервуаров РВС №4 или РВС № 5 товарную нефть с высоты 9м направить на заполнение буферного резервуара РВС-2000 №3 или РВС №2. При достижении уровня в РВС не менее 3м, подготовить к запуску и запустить насосы Н-7,Н-8 для прокачки товарной нефти через межтрубное пространство теплообменников 1-го и 2-го потоков, охлажденную товарную нефть направить на заполнение буферного резервуара РВС-2000 №2 или РВС -2000 №1, при достижении уровня нефти в РВС не менее 3м запустить насосы Н-5, Н-6 для откачки товарной нефти через узел учета товарной нефти СИКН – 218. Пуск СИКН производится согласно инструкции по эксплуатации.

 

 

6.2.4. Выводить работу установки на нормальный режим следует при положении всех регуляторов КИП и А на ручном управлении. Установить давление в аппаратах, расходы жидкостей, уровни в аппаратах, а также температурный режим в соответствии с технологической картой, после чего регуляторы всех позиций КИП и А перевести в режим автоматического регулирования.

 

Опасности производства

 

7.1.1. Основные опасности производства, обусловленные характерными свойствами сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства:

· сырьё – промысловая жидкость (водо-нефтегазовая эмульсия), полупродукты – попутный нефтяной газ; готовая продукция - обезвоженная и обессоленная товарная нефть являются взрывопожароопасными веществами;

· пары сернистой нефти, сероводородсодержащие углеводородные газы токсичны, вдыхание которых может привести к отравлению;

· химические реагенты – деэмульгатор и ингибитор коррозии, используемые на установке, токсичны;

· пары нефти и углеводородные газы тяжелее воздуха и могут скапливаться в низких местах и углублениях (канавы, колодцы, емкости), где человек может удушится от нехватки кислорода. В местах скопления паров и газов могут образовываться взрывоопасные смеси паров с воздухом;

· перегретый водяной пар представляет опасность получения термического ожога;

· использование сернистой нефти в технологии вызывает усиленную коррозию аппаратов, трубопроводов и арматуры с возможностью в последующем образования свищей.

 

7.1.2.Основные опасности производства, обусловленные особенностями технологического процесса или выполнения отдельных производственных операций:

· возможные прорывы трубопроводов на технологических площадках с неконтролируемым истечением нефти, нефтяного газа и паров нефти;

· возможные утечки нефти из уплотнений запорной арматуры, фланцевых соединений и уплотнений вала центробежных насосов;

· возможные загорания электрооборудования;

· превышение норм загазованности технологических площадок и помещений;

· превышение верхнего уровня или снижение ниже нижнего уровня нефти в емкостных аппаратах, что может привести к попаданию жидкости в газовые потоки или газов в жидкие потоки;

· снижение (превышение) межфазного уровня в электродегидраторах, создающего опасность пробоя электрического разряда;

· превышение давления выше допустимого вследствии неправильной тарировки и регулировки предохранительных клапанов на сосудах, работающих под давлением, создающее угрозу разгерметизации технологических аппаратов и трубопроводов;

· нарушения технологического режима работы объектов, связанных с повышением температурного режима выше регламентированного;

· ухудшение прочностных свойств материалов аппаратов, оборудования и трубоповодов в результате коррозии, что может привести к их разрушению;

· высокая температура пара, что создает опасность получения термического ожога персонала;

· вероятность удушия или отравления в ходе ремонтных работ внутри емкостных аппаратов;

· возможность самовозгорания пирофорных отложений в аппаратах во время ремонтных работ.

 

7.1.3. Основные опасности производства, обусловленные особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации:

· возможность разгерметизации или разрушения технологического оборудования и трубопроводов с последующим неконтролируемым истечением (выбросом) нефти, горючих паров и газов из системы вследствие превышения давления в аппаратах больше предельно допустимого значения, коррозионного или механического износа, механического повреждения транспортными средствами при проведении погрузо-разгрузочных или ремонтных работ, перегрева аппаратов, технологических трубопроводов при возможных возгораниях и пожарах;

· вероятность повышение давления в аппаратах в зимний период вследствие замерзания предохранительных клапанов, импульсных линий исполнительных механизмов системы автоматического управления, образования гидратных отложений в технологических трубопроводах и ледяных пробок на дренажных линиях;

· возможность разрушение или разгерметизация центробежных насосов вследствие перегрева подшипниковых узлов и низком давлении затворной жидкости;

· электроопасность, обусловленная использованием в приводах насосов электродвигателей напряжением питания 380 В, а также наличием сетей электрического освещения (220 В), систем автоматики, блокировок и сигнализации;

· опасность травмирования обслуживающего персонала движущимися и вращающимися частями оборудования, а также фрагментами оборудования при их возможном аварийном разрушении;

· газоопасность в низких местах, углублениях (лотки, приямки, колодцы и др.), где могут образоваться взрывоопасные смеси углеводородных газов с воздухом;

· возможность удушья или отравления персонала внутри емкостных аппаратов в ходе ремонта оборудования при превышении норм загазованности.

 

7.1.4. Основные опасности производства, обусловленные нарушениями правил безопасности работающими:

· допуск к самостоятельной работе персонала без документально оформленных результатов проведенного обучения и тренинга;

· работа на неисправном технологическом оборудовании;

· эксплуатация технологического оборудования при неисправности (или отсутствии) предусмотренных проектом контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

· эксплуатация технологического оборудования при неисправности (или отсутствии) предусмотренных проектом предохранительных клапанов;

· эксплуатация технологического оборудования при отсутствии предусмотренных технологией (зарегистрированных в журнале) стандартных заглушек;

· эксплуатация технологического оборудования при наличие утечки нефти, пропуска углеводородных газов и паров;

· пуск центробежных насосов без проверки положения запорной арматуры на их всасывающих и нагнетательных трубопроводах;

· подтягивание болтов во фланцевых соединениях под давлением;

· вскрытие аппаратов (сосудов) без предварительного отключения от системы заглушками и сброса давления до атмосферного;

· доступ к движущимся и вращающимся частям агрегатов до полной остановки, без обесточивания электрооборудования и без принятия мер против пуска его посторонними лицами;

· производство ремонтных работ на установке без отсоединения от электросетей электрических устройств (двигатели, приборы КИП и А, щиты управления и др.), а также при отсутствии на пусковом устройстве электрооборудования таблички “Не включать! Идет ремонт”;

· отсутствие предупредительных щитов и табличек о ремонте и запрете входа посторонних лиц в зону ремонта;

· производство ремонтных работ с применением открытого огня на площадках установки без оформления наряда-допуска на выполнение огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах.

· выполнение газоопасных и других работ без использования требуемых при этом средств индивидуальной защиты;

· не соблюдение требований безопасности, изложенных в инструкциях по эксплуатации и обслуживанию оборудования, КИП и А, электросетей, других систем и элементов установки, а также инструкций по пожарной безопасности и охране труда.

 

7.1.5. Решения, направленные на исключение разгерметизации и предупреждение аварийных выбросов опасных веществ:

Технические решения:

· использование герметичного оборудования;

· сварное соединение труб, фланцевые соединения используются только для присоединения оборудования и арматуры;

· оборудование сосудов, работающих под давлением, предохранительными клапанами;

· сброс с предохранительных клапанов предусмотрен через аварийную емкость на свечу;

· применение в насосах герметичных двойных торцевых уплотнений;

· установка обратных клапанов на выкидных линиях насосов;

· выбор оборудования, соответствующего технологическому режиму;

· дистанционный замер уровня в емкостях, сигнализация верхнего и аварийных уровней;

· уменьшение интенсивности вибрации деталей насосных агрегатов путем устройства гибких связей между деталями и агрегатами, возбуждающими вибрацию, проверки центровки насосов;

· напорный нефтепровод до ЦСП поделен на участки задвижками, установленными в местах переходов через речки;

· переходы нефтепровода через автодороги и другие преграды выполнены в защитных кожухах;

· по всей трассе установлены стандартные знаки безопасности и соответствующие надписи.

Антикоррозионные меры:

· ввод ингибиторов коррозии для защиты системы поддержания пластового давления;

· надземная прокладка технологических трубопроводов;

· антикоррозионное покрытие наружной поверхности аппаратов, трубопроводов и антикоррозионная защита оборудования;

· соответствующие припуски на коррозию толщины стенок сосудов, трубопроводов;

· антикоррозионное покрытие внутренней поверхности емкостей и аппаратов, протекторная защита резервуаров;

· для защиты напорных трубопроводов от почвенной коррозии применены битумно-полимерное покрытие.

 

7.1.6. Решения, направленные на предупреждение аварий и локализацию выбросов опасных веществ:

· управление технологическими операциями на установке осуществляется из операторной с помощью средств автоматизации;

· компоновка технологического оборудования на установке выполнена отдельными площадками;

· для предотвращения растекания опасных веществ, все площадки под оборудование забетонированы и ограждены бортиками;

· защита тепловой изоляции емкостей, теплообменников и трубопроводов;

· дренаж аппаратов и трубопроводов производится в закрытую систему;

· для обслуживания оборудования и оперативного принятия мер имеются необходимые проходы между оборудованием, проезды между площадками, высотные обслуживающие площадки;

· территория установки спланирована, противопожарные проезды заасфальтированы;

· предусмотрена аварийная защита насосов при перегреве подшипников;

· технологические площадки оборудованы газоанализаторами на сероводород;

· предусмотрена система для продувки оборудования и трубопроводов паром.

 

7.6.8. Решения, направленные на обеспечение взрыво-пожаробезопасности:

· технологический процесс поделен на отдельные технологические площадки и блоки, в которых поддерживается минимально возможный энергетический потенциал взрывопожароопасных веществ;

· устроены противопожарные проезды и соблюдены противопожарные разрывы;

· на установке имеются пожарные стояки, сети противопожарного водопровода, первичные средства пожаротушения;

· имеется молниезащита зданий и сооружений, имеющих взрывоопасные зоны.

И отходов производства

Таблица 5

№ пп	Наименование сырья, полупродуктов, продукции, отходов	Агрегатное состояние	Класс опасности	Температура, оС	Концентрационный предел, % об.	Характеристика токсичности	ПДК веществ в воздухе рабочей зоны
вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний	верхний
	Сырьё-водонефтяная эмульсия	Жидкость	III	-	минус 12	более 250	1,1	-	Контакт с нефтью вызывает сухость кожи. Пары высокосернистой нефти при длительном вдыхании вызывают отравление, сопровождаемое тошнотой, повышением сердцебиения, понижением кровяного давления	300* мг/м3
	Готовая продукция- товарная нефть	Жидкость	III		минус 12	более 250	1,1	-	Действие такое же как для эмульсии	300* мг/м3
	Полупродукт-попутный нефтяной газ	Газ	IV	ниже минус 60	ниже минус 40	более	2,1	15,0	На организм человека действует наркотически. При длительном вздыхании вызывает недомогание и головокружение.	300* мг/м3
	Реагент- деэмульгатор «Реапон- ИФ»	Жидкость	III				6,7	34,5	Оказывает легкое раздражающее действие на кожу, слизистые глаз и дыхательных путей. Не обладает аллергенным действием	15 мг/м3
	Реагент- ингибитор коррозии СНПХ -6030	Жидкость	III	минус 10	-	более	5,3	-	Оказывает легкое раздражающее действие на кожу, слизистые глаз и дыхательных путей. Не обладает аллергенным действием	300 мг/м3
	Нейтрализатор сероводорода типа НСМ	Жидкость	III	минус 8	-	более	7,1	-	Оказывает легкое раздражающее действие на кожу, слизистые глаз и дыхательных путей. Не обладает аллергенным действием	30 мг/м3
	Пластовая вода	Жидкость	-	Не взрывопожароопасен	При длительном контакте с неочищенной водой на коже могут возникнуть экземы.	-
Примечание: * в числителе ПДК по метану, в знаменателе ПДК по сероводороду

Таблица 8

№ пп	Вид аварийного состояния производства	Причина возникновения аварийного состояния	Действия персонала по устранению аварийного состояния
	Завышенный уровень взлива в сепараторах С-1, С-2	1.Не обеспечивает расход регулирующий клапан	1. Приоткрыть байпасную арматуру на выходе из сепаратора.
	Низкая температура нефти после печи	1.Сбилась уставка по температуре	1.Проверить уставки на печи.
	Завышенное содержание нефти в сточной воде из отстойников	1.Малая подача (отсутствие) деэмульгатора	1.Увеличить подачу деэмульгатора
2.Большой расход слива пластовой воды	1.Проверить работу регулятора межфазного уровня
	Завышенное давление в сепараторах С-1, С-2	1.Прикрыта задвижка на газовой линии, нет приема газа МГПЗ	1. Приоткрыть арматуру, проверить линии на проходимость, известить оператора МГПЗ
	Завышенное содержание солей в готовой нефти на выходе теплообменников	1.Нарушена подача деэмульгатора и пресной воды на промывку	1.Проверить и отрегулировать подачу деэмульгатора и воды
2.Низкая температура подогрева нефти	1.Проверить работу теплообменников и печи. 2.Увеличить подачу пара
3.Пропуск трубной решетки или пучка теплообменника	1.Определить неисправный теплообменник и отключить из системы.
	Завышенное давление на выкиде центробежного насоса	1.Прикрыта арматура на линии откачки	1.Приоткрыть арматуру, проверить линию
2.Неисправность арматуры на выкиде	1.Остановить насос, пустить резервный насос. 2.Заменить неисправную арматуру
	Заниженное давление на выкиде центробежного насоса	1.Сбросил насос	1.Остановить насос, пустить резервный насос. 2.Стравить газовую подушку с корпуса насоса и запустить в работу.

Таблица 8 (продолжение)

№ пп	Вид аварийного состояния производства	Причина возникновения аварийного состояния	Действия персонала по устранению аварийного состояния
	Останов насоса по блокировке	1.Завышенная температура подшипников	1.Запустить резервный насос. 2.Проверить наличие смазки и долить масло. 3.Проверить подшипники, в случае необходимости их заменить
	Прекращение поступления сырой нефти	1. Авария на промысле или на подводящих трубопроводах	1.Сообщить диспетчеру ЦИТС. 2.Установку перевести на циркуляцию. 3.Прекратить подачу реагента и пресной воды на промывку.
	Отключение электропитания установки	1. Авария на подводящей линии или на питающей подстанции	1. Сообщить диспетчеру ЦИТС. 2.Прекратить прием сырья на установку. 3.Аварийно остановить установку и дальше руководствоваться ПЛА.
	Прекращение поступления пресной воды	1. Авария в системе водоснабжения.	1.Сообщить диспетчеру ЦИТС. 2.Ограничить поступление сырой нефти. 3.Перепустить сточную воду в емкость пресной воды Е-2.
	Истечение газов или нефти наружу	1. Разрыв трубопроводов, разгерметизация аппаратов, разрыв прокладок на фланцевых соединениях.	1.Известить диспетчера об аварийном положении. 2. Прекратить прием сырой нефти на установку. 3. Принять меры по ликвидации источника выделения. 4.Отключить участок трубопровода или аппарат запорной арматурой. 5. При невозможности исправления положения немедленно приступить к аварийной остановке установки и дальше руководствоваться ПЛА.
	Пожар на установке		1.Известить диспетчера об аварийном положении. 2.Вызвать пожарную охрану. 3.Аварийно остановить установку и дальше руководствоваться ПЛА.

 

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

 

8.1. Для снижения возможных последствий пожара в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по промышленной и пожарной безопасности установка УПВСН оснащена первичными средствами пожаротушения в помещениях и на площадках, средствами автоматического контроля загазованности, средствами оповещения и телефонной связью с пожарной частью ПЧ-21.

 

8.2. На открытых площадках УПС, отстойников, теплообменников, сепараторов, товарных емкостей, узла очистки сточной воды, нефтяных насосов установлены датчики загазованности «Анкат –7631» на сероводород и «Гиам-305» на углеводороды с подачей световой и звуковой сигнализации в операторной.

 

8.3. На территории УПВСН имеется:

· кольцевая система дорог, обеспечивающая возможность подъезда пожарной техники к любому объекту;

· площадки заправки пожарных машин;

· пожарные стояки;

· переносные порошковые огнетушители ОП-10 и ОП-50;

· противопожарные щиты с комплектом инвентаря.

 

8.4. Пожарная безопасность на УПВСН поддерживается за счет выполнения следующих основных положений:

· постоянная готовность средств пожаротушения и противопожарного оборудования;

· на зимний период проезды к площадкам оборудования расчищены от снега;

· на въезде на территорию установки вывешен план с указанием мест расположения пожарного оборудования со схемой движения пожарных машин;

· места расположения пожарного оборудования и подходов к нему обозначены соответствующими знаками пожарной безопасности по ППБ - 01-03;

· на входных дверях производственных помещений нанесены надписи обозначающие категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности по НПБ 105-03 и классы взрывоопасности зон по ПУЭ;

· дороги, подъезды и подходы к водоисточникам, используемые для пожаротушения и к пожарному инвентарю всегда свободны, содержатся в исправном состоянии, а зимой расчищены от снега;

· на въездах на территорию установки установлены запрещающие знаки для въезда транспортных средств, не связанных с ведением технологического процесса и пожаротушением;

· эксплуатация технологического оборудования и производственных помещений с неисправными системами пожарной сигнализации и пожаротушения запрещена;

· временно загазованные зоны должны быть ограждены и снабжены табличками с надписью “Загазовано“;

· территория должна своевременно очищаться от горючих отходов и мусора;

· незначительные проливы нефти должны засыпаться песком, загрязненный песок вывозить в специально отведенное место захоронения;

· пропитанные нефтью при ремонтных работах ветошь и другие материалы складируются в несгораемые ящики с последующим вывозом на уничтожение;

· бетонные покрытия и бортики площадок под технологическим оборудованием в случае их разрушения должны быть своевременно восстановлены;

· сети промливневой канализации должны подвергаться периодическому осмотру и прочистке, особенно тщательно необходимо следить за состоянием гидрозатворов;

· колодцы, сети промливневой канализации должны быть постоянно закрыты, крышки (люки) колодцев ограждены и засыпаны слоем песка толщиной не менее 100 мм.

 

 

 

ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОПАСНОСТЕЙ

 

9.1. Способы защиты от образования взрывоопасных смесей

 

9.1.1. Образование взрывоопасных смесей паров нефти и попутного нефтяного газа с воздухом в технологических аппаратах, емкостях и трубопроводах, производственных помещениях исключается путем:

· размещения основного и вспомогательного оборудования на открытых площадках;

· использования полностью герметичной системы технологического оборудования;

· использования полностью герметичной системы сбора нефтяного газа с УПС, сепараторов и отстойников с централизованной подачей его на переработку;

· использования системы приточно-вытяжной вентиляции в помещениях операторной и будках дозаторов реагнтов;

· размещением на площадках технологических аппаратов и насосных сигнализаторов «Анкат –7631» на сероводород и «Гиам-305» на углеводороды с подачей звукового и светового сигналов.

 

9.1.2. Контроль за содержанием взрывоопасных углеводородных газов в воздухе рабочих зон, производятся ежесменно, а при проведении газоопасных и огневых работ производится до начала работ с использованием газоанализатора типа «Анкат-7631М». Сами работы проводятся только с оформлением «Наряда-допуска на проведение газоопасных или огневых работ».

 

9.1.3. Контроль за содержанием взрывоопасных газов в воздухе рабочих зон на площадках, сепараторов, товарных емкостей и нефтяных насосных производится сигнализаторами автоматически, круглосуточно с сигнализацией достижения концентрации 10 мг/м³ по сероводороду и 20 % НКПВ по метану.

 

9.1.4. Вредное воздействие реагента-деэмульгатора, ингибитора коррозии на обслуживающий персонал исключается применением герметизированной системы дозировки и закачки их в процесс с использованием автоматического блока дозировки Бр-2,5. Заправка реагентов в Бр-2,5 производится с применением средств индивидуальной защиты.

 

Технологических систем

 

Мерами по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем являются:

· эксплуатация всего технологического оборудования в пределах норм технологического режима;

· обеспечение соответствия оборудования, трубопроводов, запорной арматуры, предохранительных устройств, систем защитной автоматики, сигнализации требованиям действующих нормативно-технических документов;

· систематическая оценка технического состояния аппаратов, оборудования, трубопроводов и других элементов установки;

· эксплуатация только исправного оборудования и своевременное выполнение планово-предупредительного ремонта;

· своевременное освидетельствование и регистрация котлонадзорного оборудования и аппаратов;

· обеспечение безопасной организации ремонта и чистки сосудов и трубопроводов;

· ведение технологического процесса без нарушения норм настоящего технологического регламента и технологических карт, исключающих выход параметров работы аппаратов и оборудования за опасные значения.

 

Выбросы в атмосферу

10.1.1. Источником выбросов в атмосф