Назначение технологического процесса

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Химико-технологический факультет

Кафедра Химические технологии

Направление подготовки: 18.03.01 - Химическая технология

Профиль: Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов

Отчет по производственной практике

Выполнил

студент гр. ТТУМ 14-2б

Абашев Анвар Фанилевич

Пермь 2017



1. Общая характеристика производственного объекта. Назначение технологического процесса

технологический полуфабрикат сырье

1.1 Назначение технологического процесса

Нефть представляет собой сложную жидкую смесь близкокипящих углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений. Кислород, сера, азот и некоторые металлы входят в состав нефти в виде различных соединений. В нефти содержатся также в небольших количествах не углеводородные соединения, органические кислоты и другие вещества.

Перегонкой называется процесс частичного выкипания жидкого раствора или конденсации парового раствора различных по летучести веществ с целью получения одного продукта более летучего, а другого менее летучего, чем исходный раствор.

Причиной изменения состава начального раствора в ходе процессов выкипания или конденсации является выделение из него новой фазы. Она имеет состав, равновесный с начальным раствором, но количественно отличный от него. Это обстоятельство, а также резкое различие в плотностях паровой и жидкой фаз, обеспечивающее возможность легкого отделения их друг от друга, образуют основу промышленного применения перегонки.

Ректификация является процессом разделения растворов на компоненты путем многократного двустороннего массообмена между противоточно движущимися парами и жидкостью. Взаимодействие фаз при ректификации представляет собой диффузию низкокипящего компонента из жидкости в пар и высококипящего компонента из пара в жидкость.

При разделении нефти перегонкой и ректификацией получают фракции или дистилляты, выкипающие в определенном интервале температур и представляющие собой сложные смеси.

Масляные дистилляты в процессе первичной переработки выделяют из остатка атмосферной перегонки - мазута. Для снижения температур кипения разделяемых компонентов и предотвращения термического разложения сырья мазут перегоняют в вакуумной колонне. С углублением вакуума температуры кипения компонентов снижаются (особенно компонентов большой молекулярной массы).

Вакуум в колонне создается комбинированной вакуумсоздающей системой бесконтактного типа со ступенью предварительной конденсации и трехступенчатым пароэжекторным насосом ВА-401.

Особенности перегонки в вакуумной колонне связаны с низким остаточным давлением в колонне и условиями нагрева тяжелого по фракционному составу сырья. В вакуумной колонне необходимо создать условия, обеспечивающие высокую долю отгона и минимальное разложение сырья.

В современной технологии переработки нефти первичная перегонка используется в основном для получения сырья для последующих процессов.

1.2 Назначение установки в производственной схеме завода

Атмосферный блок установки АВТ-5 (далее блок АТ), предназначен для первичной переработки нефти. Генеральный проектировщик институт «Ленгипронефтехим». При проектировании атмосферного блока использованы материалы института «Азгипронефтехим».

Год ввода атмосферного блока установки АВТ-5 в эксплуатацию 1969, проектная производительность 3,0 млн. тонн обессоленной нефти в год. За счет внедрения оргтехмероприятий производительность блока увеличена до 4,5 млн. тонн нефти в год.

Перегонка нефти осуществляется под давлением, близким к атмосферному, по двухколонной схеме. В состав атмосферной части входит блок вторичной разгонки бензинов. Схема вторичной ректификации принята с учетом рекомендаций БашНИИ НП.

Технологическая схема атмосферного блока установки включает следующие технологические блоки:

- предварительный нагрев обессоленной нефти в теплообменниках за счет тепла отходящих фракций, циркулирующих орошений;

- фракционирование нагретой в теплообменниках нефти в первой ректификационной колонне К-1 с целью отбензинивания нефти;

- нагрев отбензиненной нефти в трубчатой печи П-1/П-2, с последующим фракционированием во второй ректификационной колонне К-2 с получением верхнего продукта - бензина прямогонного, боковых погонов - фракции прямогонной для производства реактивного топлива, топлива дизельного прямогонного, атмосферного газойля и остатка атмосферной перегонки - мазута;

- стабилизация бензиновой фракции колонн К-1, К-2; бензиновых фракций установок АВТ-1, АВТ-2, отгона установок гидроочистки, гидрокрекинга в стабилизационной колонне К-4 с получением стабильного бензина и рефлюкса стабилизации (пропан - бутановой фракции);

- вторичная разгонка широкой бензиновой фракции на узкие фракции в колоннах К-9 и К-10;

- блок абсорбции жирного газа.

В настоящее время при переработке нефти предусматривается получение фракций, используемых в качестве сырья для последующих процессов:

- жирный газ - сырье газофракционирующей установки (ГФУ) ТП, сырье газоперерабатывающего производства, компонент топливного газа на установках АВТ;

- рефлюкс стабилизации - компонент сырья газофракционирующей установки ТП;

- бензин прямогонный - I и II бензин: сырье блоков стабилизации установок АВТ-4,5; II бензин: компонент сырья установок каталитического риформинга; бензин стабильный: сырье блоков вторичной ректификации установок АВТ-4,5; компонент сырья (бензина) для пиролиза, компонент сырья углеводородного для производства этилена;

- фракции бензиновые узкие: фракция НК-80 ^оС - сырье установки изомеризации, компонент: сырья (бензина) для пиролиза, сырья углеводородного для производства этилена; фракция 80-105 ^оС - сырье установки 35-8/300Б (получение ароматических углеводородов), компонент: сырья углеводородного для производства этилена, сырья (бензина) для пиролиза; фракция 105-180 ^оС - сырье установок 35-11/300, 35-11/600, блока гидроочистки 35-20, компонент: сырья (бензина) для пиролиза, сырья углеводородного для производства этилена; фракция 105-180 °С с установок АВТ-4,5 может применяться в качестве компонента сырья для производства реактивных топлив;

- фракция прямогонная для производства реактивных топлив - компонент сырья установки 24-9 при необходимости на установках 24-6, 24-7 и в качестве компонента фракции дизельного топлива;

- топливо дизельное прямогонное: летнее - компонент сырья установок гидроочистки, гидрокрекинга, компонент фракции дизельного топлива, компонент газойля топочного, компонент флотского мазута Ф5, компонент топочного мазута, компонент топлива судового маловязкого, компонент печного бытового топлива, компонент топлива жидкого для технологических установок; зимнее - компонент сырья установок гидроочистки;

- атмосферный газойль - компонент сырья установок гидрокрекинга, каталитического крекинга, компонент вакуумного газойля ВГЛ, топочного мазута и топлива жидкого для технологических установок;

- мазут - сырье для вакуумных блоков установок АВТ, компонент флотского мазута Ф5, компонент топочного мазута, компонент топлива жидкого для технологических установок.

Блок вакуумной перегонки мазута (далее ВДУ) запроектирован АО «ВНИПИнефть» на основании расширенного базового проекта фирмы АББ Луммус Крест, Висбаден.

Блок введен в эксплуатацию в 1996 году, проектная производительность вакуумного блока по мазуту составляет 1600 тыс. тонн в год. За счет внедрения оргтехмероприятий производительность блока увеличена до 1920 тыс.тонн мазута в год. Проекты разработаны ПКО ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез».

Проектная мощность по кислой воде 400 тыс. тонн в год или 51 тонна кислой воды в час.

В состав вакуумного блока входит:

- блок нагрев мазута в печи и фракционирование в вакуумной колонне с получением вакуумных дистиллятов;

- блок отпарки кислых стоков с получением умягченной воды;

- выработка пара среднего и низкого давления.

Блок ВДУ предназначен для переработки атмосферного остатка (мазута) атмосферного блока установки АВТ-5 и избытка атмосферного остатка (мазута) установки АВТ-4 с целью получения вакуумных фракций.

Секция отпарки кислых стоков предназначена для удаления сероводорода и аммиака из конденсата вакуумсоздающей системы блока ВДУ и из кислой воды установок АВТ-1, АВТ-2, АВТ-4, АВТ-5, КК-1, 21-10/ЗМ, 24-6.

Отпаренная вода из секции отпарки кислых стоков используется в качестве промывочной воды на установках электрообессоливания нефти ЭЛОУ-4,5; установке АВТ-4 блоке ЭЛОУ-6 или направляется на сооружения УВКиОСВ.



2. Описание технологической схемы основного процесса

Технологическая схема установки включает следующие технологические блоки:

1. Атмосферная перегонка обессоленной и обезвоженной нефти, включающей в себя:

- предварительный нагрев обессоленной нефти в теплообменниках за счет тепла отходящих фракций, циркулирующих орошений;

- фракционирование нагретой в теплообменниках нефти в первой ректификационной колонне К-1 с целью отбензинивания нефти;

- нагрев полуотбензиненной нефти в трубчатой печи П-1/П-2 с последующим фракционированием во второй ректификационной колонне К-2 с получением верхнего продукта - бензина прямогонного, боковых погонов - фракции прямогонной для производства РТ, топлива дизельного прямогонного, атмосферного газойля и атмосферного остатка - мазута;

- стабилизация бензина в стабилизационной колонне К-4 с получением пропан-бутановой фракции - рефлюкса стабилизации;

- нагрев полуотбензиненной нефти в трубчатой печи П-3 с последующей вторичной перегонкой, в колоннах К-9 и К-10, широкой бензиновой фракции на узкие - НК-80 С, 80-105 С, 105-180 С, являющиеся сырьем установок изомеризации, каталитического риформинга и компонентами товарной продукции.

Обессоленная и обезвоженная нефть по схеме прямого питания поступает с установок ЭЛОУ на прием сырьевых насосов 5-1,2,3Н-1 и тремя параллельными потоками подается в теплообменники, где нагревается до температуры не более 240 С за счет рекуперации тепла нефтепродуктов, получаемых на установке и циркуляционных орошений.

2. Вакуумная перегонка мазута в блоке ВДУ, включающая в себя:

- нагрев мазута в печи ВА-101;

- фракционирование мазута в вакуумной колонне DA-101 с получением боковых погонов:

вакуумное дизельное топливо - фракция выкипающая до 360 ^оС;

легкий вакуумный газойль (ЛВГ) - фракция 350 - 400 ^оС;

средневязкий дистиллят (СВД) - фракция 400 - 445 ^оС;

вязкий дистиллят (ВД) - фракция 430 - 490 ^оС;

затемненная фракция (слоп);

гудрон.

Сырье - мазут с температурой 180-210 оС и давлением до 5 кгс/см2 с атмосферного блока установки АВТ-5 и установки АВТ-4 поступает в уравнительную сырьевую емкость FA-108.

Паровое пространство емкости FA-108 соединено уравнительной линией с отпарной секцией вакуумной колонны DА-101, для поддержания постоянного давления в емкости.

3. Блок абсорбции жирного газа.

Жирный газ с верха Е-1 поступает в водяной пластинчатый теплообменник Х-101. В поток жирного газа на входе в Х-101 подается II бензин из емкости Е-2 с расходом в пределах от 10 до 40 м³/ч. Смешение бензина и жирного газа происходит в тройнике смешения, расположенном перед входом в Х-101. Полное смешение газобензинового потока, его охлаждение и абсорбция компонентов жирного газа происходит в Х-101. После Х-101 охлажденный газобензиновый поток поступает в сепаратор Е-101.

В сепараторе Е-101 происходит разделение газовой и жидкой фаз, а также отстой бензина от воды. Бензин из Е-101 насосами 5-1,2Н-7 направляется на блок стабилизации через теплообменники Т-16, Т-15б, Т-15а, Т-14. Жирный газ из Е-101 выводится с установки на газофракционирующую установку (ГФУ) ТП.

4. Факельная система

Аппараты и сосуды, работающие под давлением, имеют предохранительные клапаны со сбросом в факельную систему. Температура газов и паров, сбрасываемых на факел, должна быть в пределах от минус 30 до 300 ^оС. Эксплуатация аппаратов с пропускающим предохранительным клапаном не допускается.

На линии выхода газа в общезаводской факельный коллектор установлена секущая задвижка для отсечения установки от общезаводского факельного коллектора при остановке на ремонт. Секущая факельная задвижка сброса газа на факел расположена перед входом в общезаводской коллектор с установки и установлена только горизонтально.

Эксплуатация установки с закрытой факельной задвижкой запрещается.



3. Материальный баланс



4. Технологические параметры работы основных аппаратов

Основными аппаратами являются ректификационные колонны К-1а, К-2 и вакуумная колонна К-5

Таблица 1. Технологические параметры работы колонн

№ п/п	Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.)	Номер позиции по схеме, индекс	Количество, шт	Материал	Методы защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6	7
1	Ректификационная колонна	К-1	1	Ст3	ОХ13	Давление расчетное 5,9 бар; Температура расчетная 240 оС; Диаметр 4500 мм; Высота 33766 мм; Объем 418 м3; 22 тарелки клапанного типа Flexitray фирмы «KOCH-GLITSCH», из них 10 однопоточных в концентрационной части и 12 двухпоточных в отгонной части колонны.
2	Ректификационная колонна	К-2	1	16ГС	ОХ13	Давление расчетное 3,9 бар; Температура расчетная 350 оС; Диаметр 5000 мм; Высота 43750 мм; Объем 710 м3; 37 тарелок клапанного типа: № 1-9 FLEXITRAY; № 10-12 SUPERFRACE; № 13-31 Minivalve; № 32-37 FLEXITRAY; насадка FLEXIРAС фирмы «KOCH-GLITSCH», из них 31 в концентрационной части и 6 в отгонной части. Регулярная насадка с распределителем и глухой тарелкой
3	Отпарная колонна с 3-мя стриппингами (К-3/1, К-3/2, К-3/3)	К-3	1	ВМСт3сп	ОХ13	Давление расчетное 3,9 бар; Температура расчетная 175/280 оС; Диаметр 2000 мм; Высота 33300 мм, Объем 74,8 м3; В каждой секции по 6 тарелок клапанного типа Flexitrayфирмы «KOCH-GLITSCH»
4	Стабилизационная колонна	К-4	1	16ГС	ОХ13	Давление расчетное 14,7 бар; Температура расчетная 200 оС; Диаметр 3000 мм; Высота 39250 мм; Объем 213 м3; Клапанные тарелки фирмы «Sulzer» 40 шт.
5	Ректификационная колонна вторичной перегонки	К-9	1	ВМСт3сп	-	Давление расчетное 5,9 бар; Температура расчетная 200 оС; Диаметр 3000 мм; Высота 43050 мм; Объем 262 м3; Клапанные тарелки фирмы «KochGlitch» - 60 шт.
6	Ректификационная колонна вторичной перегонки	К-10	1	ВМСт3сп	-	Давление расчетное 3,9 бар; Температура расчетная 174 оС; Диаметр 3000 мм; Высота 43050 мм; Объем 262 м3; Клапанные тарелки фирмы «KochGlitch» - 60 шт.
7	Сепаратор топливного газа	К-11	1	ВМСт3сп	-	Давление расчетное 3,9 бар; Температура расчетная 140 оС; Диаметр 1000 мм; Высота 13600 мм; Объем 8 м3; S-образные тарелки 8 шт.



Таблица 2. Технологические параметры работы печей

№ п/п	Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т.д.)	Номер позиции по схеме, индекс	Количество, шт	Материал	Методы защиты металла оборудования от коррозии	Техническая характеристика
1	2	3	4	5	6	7
1.	Печь нагрева отбензиненной нефти	П-1/П-2 секция П-1	1	15Х5М	-	Полезная тепловая нагрузка 17,817 Гкал/ч; Давление на входе 6,48 бар; Давление на выходе 3,33 бар; Температура на входе 245 оС; Температура на выходе 380 оС; Температура на перевале 1000 оС; Пароперегреватель: Давление рабочее 10,78 бар; Температура рабочая 390 оС
2.	Печь нагрева отбензиненной нефти	П-1/П-2 секция П-2	1	15Х5М	-	Полезная тепловая нагрузка 59,5 Гкал/ч Давление на входе 5,978 бар; Давление на выходе 1,127 бар; Температура на входе 245 оС; Температура на выходе 380 оС; Температура на перевале 1000 оС
3.	Печь нагрева горячей струи (стабильный бензин с колонны К-4)	П-3 (секция К-4)	1	15Х5М	-	Тип печи: центральная секция коробчатой печи П-3. Теплопроизводительность: 10,2 Гкал/ч, 11,86 МВт; Расход сырья 200 м3/ч; Давление на выходе из печи 8,3 бар; Давление расчетное 18,6 бар; Температура на входе в печь 165 оС; Температура на выходе камеры конвекции 179 оС; Температура на выходе из печи 213 оС; Температура дымовых газов на «перевале» печи 580 оС; Температура дымовых газов на выходе из камеры конвекции 185 оС; КПД печи 89,5 %; Характеристика труб радиантной части секции К-4: количество труб 56 шт. с наружным диаметром 152 мм; длина прямого участка труб 11000 мм; площадь поверхности нагрева 294,2 м2; расположение труб - вертикальное; максимальная температура стенки 283 оС; Характеристика труб конвекционной части секции К-4: количество труб 120 шт. (12 гладких; 108 оребренных) с наружным диаметром 152 мм; площадь поверхности нагрева: гладкие 22,9 м2; оребренные 999,6 м2; расположение труб - горизонтальное; максимальная температура стенки: гладкие 190 оС; оребренные 200 оС; ребра 252 оС; характеристика ребер: высота 14 мм, толщина ребра 1 мм, шаг ребра 8 мм
4.	Печь нагрева горячей струи (фракция 80-180 С с колонны К-9)	П-3 (секция К-9)	1	15Х5М	-	Тип печи: боковая секция коробчатой печи П-3. Теплопроизводительность: 8,0 Гкал/ч, 9,3 МВт; Расход сырья 200 м3/ч; Давление на выходе из печи 3,92 бар; Давление расчетное 11,8 бар; Температура на входе в печь 150 оС; Температура на выходе камеры конвекции 159 оС; Температура на выходе из печи 192 оС; Температура дымовых газов на «перевале» печи 560 оС; Температура дымовых газов на выходе из камеры конвекции 165 оС; КПД печи 90,0 %; Характеристика труб радиантной части секции К-9: количество труб 40 шт. с наружным диаметром 152 мм; длина прямого участка труб 11000 мм; площадь поверхности нагрева 210,1 м2; расположение труб - вертикальное; максимальная температура стенки 306 С; Характеристика труб конвекционной части секции К-9: количество труб 120 шт. (12 гладких; 108 оребренных) с наружным диаметром 152 мм; площадь поверхности нагрева: гладкие 22,9 м2; оребренные 999,6 м2; расположение труб - горизонтальное; максимальная температура стенки: гладкие 174 оС; оребренные 186 оС; ребра 229 оС; характеристика ребер: высота 14 мм, толщина ребра 1 мм, шаг ребра 8 мм
5.	Печь нагрева горячей струи (фракция 105-180 С с колонны К-10)	П-3 (секцияК-10)	1	15Х5М	-	Тип печи: боковая секция коробчатой печи П-3. Теплопроизводительность: 8,0 Гкал/ч, 9,3 МВт; Расход сырья 200 м3/ч; Давление на выходе из печи 1,57 бар. Давление расчетное 11,8 бар; Температура на входе в печь 145 оС; Температура на выходе камеры конвекции 148 оС; Температура на выходе из печи 163 оС; Температура дымовых газов на «перевале» печи 530 оС; Температура дымовых газов на выходе из камеры конвекции 155 оС; КПД печи 90,5 %; Характеристика труб радиантной части секции К-10: количество труб: 32 шт. с наружным диаметром 152 мм; 8 шт. с наружным диаметром 219 мм; длина прямого участка труб 11000 мм; площадь поверхности нагрева 228,6 м2; расположение труб - вертикальное; максимальная температура стенки 230 оС; Характеристика труб конвекционной части секции К-10: количество труб 120 шт. (12 гладких; 108 оребренных) с наружным диаметром 152 мм; площадь поверхности нагрева: гладкие 22,9 м2; оребренные 999,6 м2; расположение труб - горизонтальное; максимальная температура стенки: гладкие 157 оС; оребренные 164 оС; ребра 205 оС; характеристика ребер: высота 14 мм, толщина ребра 1 мм, шаг ребра 8 мм



Основным аппаратом атмосферного блока установки АВТ-5 является ректификационная колонна К-2.

Температура верха, ^оС - не более 160

Температура низа, ^оС - не более 350

Давление, бар - не более 1,47

Ректификационная колонна К-2 предназначена для разделения отбензиненной нефти на фракции: II-й бензин, фракция прямогонной для производства реактивного топлива, топлива дизельного прямогонного, атмосферного газойля и мазута.

В ректификационной колонне К-2 смонтировано 37 тарелок клапанного типа, из них 31 в концентрационной части и 6 в отгонной части. Регулярная насадка с распределителем и глухой тарелкой смонтирована выше зоны ввода сырья. Нумерация тарелок начинается с верха колонны.

На загрузку колонны К-2 подается нагретая в печиП-2 до температуры не более 376 ^оС отбензиненная нефть.

Отбензиненная нефть из куба колонны К-1 насосами 5-1,2Н-2, 5-1,2Н-3 прокачивается шестью потоками через змеевики печи П-2. Пройдя камеры конвекции и радиации печи П-2 потоки объединяется в 2 потока (правая сторона - 1,2,3 потоки; левая сторона- 4,5,6 потоки),и двумя потоками поступает в колонну К-2 по трансферному трубопроводу.

Парогазовая смесь с верха колонны К-2 поступает в воздушный холодильник-конденсатор 5-1-12ХВ-2, где охлаждается, конденсируется и поступает в водоотделитель Е-2.

Из водоотделителя Е-2 насосами 5-1,2Н-52 часть бензин подается на орошение колонны К-2, для регулирования температуры верха колонны. Другая часть подается на блок абсорбции жирного газа в Х-101, балансовое количество бензина поступает в сепаратор Е-101, для последующей откачки на блок стабилизации или выводится с установки.

Технологической схемой предусмотрена возможность вывода II бензина от 5-1,2Н-52, помимо блоков абсорбции и стабилизации, через отсечной клапан поз. 5- XV 70022 на выход с установки или по линии некондиции в парк ЭЛОУ.

Температурный режим колонны К-2 регулируется двумя циркуляционными орошениями, снимающими избыточное тепло с колонны.

I-е циркуляционное орошение выводится с 13 тарелки насосами 5-1,2Н-12 и прокачивается через теплообменники Т-23, Т-21, Т-4а, Т-2, Т-1в, Т-1б, Т-1а, где охлаждается за счет передачи тепла потоку нефти. Доохлаждение I-го циркуляционного орошения происходит в воздушном холодильнике-конденсаторе5-1,2ХВ-29. После воздушного холодильника I-е циркуляционное орошение возвращается на 10 тарелку колонны К-2.

Технологической схемой предусмотрена возможность получения дизельного топлива прямогонного зимнего с13 тарелки колонны К-2 и далее по схеме вывода фракции прямогонной для производства реактивного топлива с установки. Для обеспечения требуемого количества дизельного топлива прямогонного зимнего предусмотрена схема направления части потока I-го циркуляционного орошения после 5-1,2ХВ-29 в линию фракции прямогонной для производства РТ с установки после 5-1,2ХВ-13.

Расход вывода I циркуляционного орошения в линию фракции прямогонной для производства реактивного топлива регулируется прибором поз. FIRC 502, регулирующий клапан установлен на линии вывода I-го циркуляционного орошения, после 5-1,2ХВ-29, в линию фракции прямогонной для производства РТ.

- II-е циркуляционное орошение выводится с 23 тарелки насосом 5-1,2Н-13 и прокачивается через теплообменники Т-10а, Т-9б, Т-7б, где охлаждается за счет передачи тепла потоку нефти. Доохлаждение II-го циркуляционного орошения происходит в воздушномхолодильнике-конденсаторе5-1,2ХВ-30. После воздушного холодильника 5-1,2ХВ-30 II-е циркуляционное орошение возвращается на 21 тарелку колонны К-2.

Из колонны К-2 осуществляется вывод фракций в виде боковых погонов: фракции прямогонной для производства реактивного топлива (РТ), фракции топлива дизельного прямогонного (ДТ) и атмосферного газойля (АГ). Фракции направляются в соответствующие, самостоятельные секции колонны К-3 - стриппинги: К-3/1,К-3/2, К-3/3; предназначенные, для отпарки из боковых погонов легких углеводородов, за счет подачи перегретого пара из печи П-1 в стриппинги.

В каждой секции колонны К-3 смонтировано по 6клапанных тарелок.

Фракция прямогонная для производства реактивного топлива выводится с 13 тарелки колонны К-2 по линии перетока в К-3/1. Расход регулируется прибором поз. 5-FIRC 540, регулирующий клапан установлен на линии перетока из К-2 в К-3/1. Температура фракции РТ из К-2 в К-3/1 регистрируется прибором поз. 5-TIRА 14.

С низа колонны К-3/1 фракция прямогонная для производства РТ поступает на прием насосов 5-1,2Н-14,прокачивается, отдавая тепло потоку нефти, через теплообменники Т-7а, Т-6б, охлаждается в воздушном холодильнике-конденсаторе 5-1,2ХВ-13 и выводится с установки.

Технологической схемой предусмотрен вывод фракции РТ по линии некондиции в парк ЭЛОУ.

На линии вывода фракции прямогонной для производства РТ от 5-1,2ХВ-13 с установки и в линию некондиции установлены отсечные клапаны поз. 5- XV 70018 и 5-ХV 70019 соответственно.

Технологической схемой предусмотрен вывод фракции прямогонной для производства РТ в линию топлива дизельного прямогонного с установки. Фракция топливо дизельное прямогонное выводится с 21 тарелки колонны К-2 по линии перетока в К-3/2.

Технологической схемой предусмотрен вывод фракции топлива дизельного прямогонного из К-2 в К-3/2 с 23 тарелки колонны К-2.

С низа колонны К-3/2 фракция топливо дизельное прямогонное поступает на прием насосов 5-1,2Н-15, прокачивается, отдавая тепло потоку нефти, через теплообменники Т-25а, Т-24, Т-18а, Т-17, Т-32, Т-30 и после охлаждения в воздушном холодильнике-конденсаторе 5-1,2ХВ-11 выводится с установки.

Технологической схемой предусмотрен вывод фракции топлива дизельного прямогонногопо линии некондиции в парк ЭЛОУ.

На линии вывода фракции топлива дизельного прямогонного от 5-1,2ХВ-11 с установки и в линию некондиции установлены отсечные клапаны поз. 5- XV 70016и 5-ХV 70017 соответственно.

Атмосферный газойль выводится с глухой тарелки (над промывной секцией с регулярной насадкой) колонны К-2 по линии перетока в К-3/3.

С низа колонны К-3/3 атмосферный газойль поступает на прием насосов 5-1,2Н-16, прокачивается, отдавая тепло потоку нефти, через теплообменники Т-9а, Т-8 и после охлаждения в воздушном холодильнике-конденсаторе 5-1,2ХВ-25 выводится с установки.

Технологической схемой предусмотрен вывод атмосферного газойля по линии некондиции в парк ЭЛОУ.

Для отпарки легких углеводородов в низ каждой секции колонны К-3 подается перегретый водяной пар.Легкиеуглеводородыиз К-3 возвращаются в колонну К-2.

Оверфлеш - линия внешнего перетока атмосферного газойля из промывной секции в кубовую часть колонны (ниже зоны ввода сырья на 32 тарелку). Дополнительно предусмотрен внутренний переток (переливная труба) для обеспечения возможности отключения трубопровода внешнего перетока для обслуживания КИПиА, без нарушения режима работы внутренних устройств колонны.

С низа колонны К-2 мазут с температурой не более 350 ^оС насосами 5-1,2Н-4 двумя потоками прокачивается через теплообменники нагрева сырья: I поток - Т-6а, Т-5, Т-4б; II поток - Т-26, Т-25а, Т-11, Т-10б.

После теплообменников Т-4б и Т-10б потоки мазута объединяются в один, который выводится на вакуумный блок установки.

Избыток мазута, помимо вакуумного блока, проходит по межтрубному пространству теплообменников Т-20, Т-19, воздушный холодильник-конденсатор 5-1,2ХВ-44 и выводится с установки в Товарно-сырьевое производство.

Технологической схемой предусмотрен вывод мазута по линии некондиции в парк ЭЛОУ.

На линии вывода мазута с установки и в линию некондиции в парк ЭЛОУ установлены отсечные клапаны поз. 5- XV 70024 и 5-ХV 70025 соответственно.

С целью наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов в низ колонны К-2 подается перегретый водяной пар из пароперегревателя печи П 1.

Эскиз колонны предоставлен в приложении А2.

Таблица 3. Суточный материальный баланс К-2

Приход	Расход
Статья	Количество Т/ч	Статья	Количество Т/ч
Отбензиненая нефть	338,3	Бензин нестабильный	147,8
Пар	279,94	Реактивное топливо	63,9
		Дизельное топливо	102,1
		Атмосферный газойль	17,4
		Мазут	7,1
		Пар	279,94
Итого	618,24		618,24



5. Основные опасности технологического процесса

Процесс переработки нефти на установке атмосферно-вакуумной трубчатки является взрывопожароопасным из-за обращения в системе взрывоопасных веществ: нефти, бензина прямогонного, топлива дизельного прямогонного, фракции прямогонной для производства РТ, газа жирного, рефлюкса стабилизации, вакуумных газойлей, слопа, мазута, топливного газа для печей, сероводорода в смеси с углеводородом.

Производственные помещения, здания и наружные установки по взрывопожарной и пожарной опасности относятся к категории «А», «А_н». В соответствии с санитарными нормами установка атмосферно-вакуумной перегонки относится к группе производственного процесса 3б. ПДК продуктов в воздухе рабочей зоны производственных помещений, указан в таблице № 4 настоящего технологического регламента.

Основными факторами, определяющими опасность установки, являются:

- наличие легковоспламеняющихся газов и паров нефтепродуктов, которые при разгерметизации колонн, теплообменников, емкостей способны с воздухом образовывать взрывоопасные смеси;

- наличие аппаратов, трубопроводов, работающих при высоких давлениях и вакууме; при высоких температурах, содержащие большое количество продуктов в газообразном и парообразном состоянии, может создать опасность загазованности территории и помещений;

- способность нефтей и нефтепродуктов, кислой воды при высоких температурах выделять сероводород;

- возможность отравления углеводородными газами при отборе проб, при дренировании аппаратов, при аварийной разгерметизации оборудования;

- наличие горючих веществ (нефть, бензин прямогонный, топливо дизельное прямогонное, фракция прямогонная для производства РТ, вакуумные газойли, слоп, мазут) рабочая температура которых выше температуры самовоспламенения. При аварийных выбросах из аппаратов (ректификационной колонны: К-1, К-2, К-3, К-5; печей П-1/П-2, П-403) при контакте с окружающим воздухом они способны самовоспламеняться при контакте с воздухом

- способность нефтепродуктов при своем движении образовывать статическое электричество;

- возможность поражения электрическим током при контакте с токоведущими проводами или оборудованием с неисправной изоляцией, находящимися под напряжением;

- наличие открытого огня (печи огневого нагрева нефтепродуктов П-1/П-2, П-403, П-3);

- возможность образования и накопления пирофорных отложений в аппаратах;

- наличие аппаратов и трубопроводов, имеющих высокую температуру наружных поверхностей стенок, что создает возможность воспламенения горючих смесей на участках, не имеющих теплоизоляцию;

- возможность получения термических и химических ожогов в результате пропуска горячего или холодного продукта, водяного пара и горячей теплофикационной воды;

- размещение арматуры и трубопроводов на высоте;

- наличие вращающихся частей насосов и вентиляторов;

- возможность получения травм от падения с высоты из-за неисправности ограждений, перил и настила площадок, захламленности переходов и дорожек.

Основные причины, способные привести к аварийным ситуациям на установке:

- отклонение технологических параметров режима от норм технологического режима;

- прогар труб в змеевиках печей П-1/П-2, П-403, П-3;

- неисправность предохранительных клапанов;

- загазованность помещений насосных, колодцев и территории установки;

- прекращение подачи воды, водяного пара, сжатого воздуха к оборудованию КИПиА, отключение электроэнергии;

- несоблюдение технологическим персоналом правил промышленной безопасности, газовой безопасности, пожарной безопасности;

- применение электрооборудования не во взрывозащищенном исполнении;

- тепловое проявление электроэнергии (искры, короткое замыкание, токи перегрузки);

- неисправность средств контроля, автоматизации и системы блокировок за состоянием подшипников на насосах, электродвигателях по температуре, срабатывающих при превышении предельных значений;

- нерегулярное проведение профилактического осмотра и ремонта оборудования;

- неисправность вспомогательных систем: вентиляционного оборудования, систем уплотнения и охлаждения насосов;

- разгерметизация фланцевых соединений трубопроводов или аппаратов;

- неисправность приборов КИПиА средств противоаварийной защиты.

5.1 Защита персонала от травмирования

Для обеспечения безопасности технологического процесса и технологического оборудования предусмотрена система сигнализации, блокировок и противоаварийной защиты (система СБиПАЗ), предупреждающая возникновение аварийной ситуации при отклонении параметров процесса от норм технологического режима и обеспечивающая безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние. Система СБиПАЗ имеет независимый источник бесперебойного питания.

От превышения давления аппараты и трубопроводы защищены предохранительными клапанами. Сбросы газов от предохранительных клапанов, установленных на сосудах и аппаратах с взрывоопасными и вредными веществами направляются в факельные системы. Сброс нейтральных газов и паров из технологической аппаратуры в атмосферу отводится в безопасное место. Места расположения предохранительных клапанов оборудованы площадками для удобства их обслуживания.

Для защиты персонала от поражения электрическим током все аппараты, трубопроводы, все динамическое оборудование и металлоконструкции установки заземлены, согласно инструкции ЭИ 211-006 «Инструкция по эксплуатации заземляющих устройств, устройств молниезащиты и защиты от статического электричества на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез».

Электроприводы динамического оборудования, остановка которых при падении напряжения или кратковременном отключении электроэнергии может привести к отклонениям технологических параметров, оснащены системами самозапуска, согласно инструкции ЭИ 211-010 «Инструкция по эксплуатации устройств и систем самозапуска ответственных механизмов на технологических объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез». Имеется возможность безаварийного перевода технологического процесса в безопасное состояние во всех режимах функционирования установки, в том числе и при одновременном прекращении подачи электроэнергии от двух независимых взаиморезервирующих источников питания.

Каждое помещение оборудовано рабочим и аварийным освещением.

Аварийное освещение должно находиться всегда в исправном состоянии, его включение осуществляется вручную из операторной. Электроосвещение наружных технологических установок имеет дистанционное включение из операторной и местное - по зонам обслуживания.

Для защиты персонала от термических ожогов все горячие аппараты и трубопроводы имеют теплоизоляцию. Температура наружных поверхностей оборудования и (или) кожухов теплоизоляционных покрытий в местах, доступных для технологического персонала не превышает 45 ^оС внутри помещений и не более 60 ^оС для наружных установок.

Печи П-1/П-2, П-3 и П-403 оборудованы паровой завесой, для предотвращения контакта газовых смесей, образующихся при авариях, с открытым огнем и горячей поверхностью печи. Предусмотрена подача острого пара в камеры сгорания печей П-1/П-2, П-3 и П-403. Подача пара производится дистанционно из операторной или по месту. Основные и пилотные горелки печей оборудованы сигнализаторами погасания пламени. Для пропарки и эвакуации продуктов из змеевиков печей при их прогаре предусмотрена подача водяного пара.

В помещениях насосных и на аппаратном дворе предусмотрена звуковая и световая сигнализация довзрывной концентрации углеводородных газов в воздухе.

Во избежание загазованности в производственных помещениях создается избыточный подпор воздуха: в операторной, трансформаторной подстанции, электрощитовых.

Для предотвращения воздействия вредных производственных факторов, на организм работающих, применяются индивидуальные средства защиты.

Вращающиеся части динамического оборудования закрыты защитными кожухами, окрашенными в красный цвет. Вращающиеся лопасти аппаратов воздушного охлаждения ограждены защитной сеткой.

Предусмотрена возможность аварийного освобождения аппаратов от нефтепродуктов с применением запорных устройств с ручным и дистанционным управлением.

На случай возникновения пожара в производственных помещениях предусмотрена возможность безопасной эвакуации людей. При пожаре или аварийной ситуации на установке персонал, не участвующий в ликвидации пожара или аварийной ситуации, эвакуируется с территории объекта. В установленных местах установлены первичные и стационарные средства пожаротушения согласно таблицы 5 настоящего регламента. Предусмотрены автоматические извещатели пожарной сигнализации.

5.2 Требования безопасности при пуске установки

Перед пуском установки необходимо:

- провести инструктаж обслуживающему персоналу по безопасному пуску;

- соблюдать процедуры пуска, изложенные в разделе 6 настоящего регламента;

- обеспечить свободный доступ и пути подхода к оборудованию и средствам пожаротушения;

- проверить исправное состояние стационарных установок пожаротушения;

- проверить комплектность, исправное состояние первичных средств пожаротушения и разместить их в отведенных местах;

- укомплектовать аварийные средства защиты, аварийный инструмент и разместить их в отведенных местах;

- получить от начальника эксплуатационного участка управления АСУ ТП «ООО «Инфраструктура ТК» акт и протокол проверки систем СБиПАЗ, установленной формы (Инструкция ЭИ 212-009);

- пар на установку принимать на открытые дренажи. Запорную арматуру на трубопроводе пара открывать медленно и без рывков, с целью исключения гидравлических ударов;

- прием электроэнергии в трансформаторные, распределительные подстанции и подключение электродвигателей насосов, вентиляторов производится оперативным персоналом ПРУ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕТИ»;

- проверить на проходимость трубопроводы и аппараты воздухом, проверить по схеме отсутствие утечек воздуха и герметичность системы;

- пустить в работу приточную и вытяжную вентиляцию, не менее чем за 2 часа до пуска установки на рабочих средах;

- на динамическом оборудовании проверить наличие ограждений на муфте сцепления оборудования с электродвигателем;

- перед пуском насосов необходимо проверить наличие заземления корпуса насоса независимо от заземления электродвигателя, если насос и электродвигатель находятся на одной раме;

- запрещается пускать насосы с неисправной системой охлаждения затворной жидкости насоса;

- центробежные насосы должны запускаться при закрытой задвижке на нагнетании, поршневые насосы - при открытой задвижке. Насосы должны быть оснащены поверенными и опломбированными манометрами;

- после пуска насосов контроль изменения давления в нагнетательном трубопроводе вести по манометру;

- произвести обкатку электродвигателей оборудования;

- в зимнее время дополнительно следует проверить работоспособность (проходимость) водяных трубопроводов, теплоспутников, калориферов, обогревов шкафов КИПиА, арматуры, дренажных вентилей емкостей, сепараторов; произвести прогрев насосов. Во избежание замораживания оборудования и трубопроводов в помещении, окна и двери должны быть закрыты;

- необходимо вести постоянный контроль за содержанием подтоварной воды в подаваемом на установку нефтепродукте;

- за работой горячих печных насосов должен быть постоянный контроль.

Снижение уровня продуктов, питающих насосы и/или сброс давления до предельно допустимых величин, установленных регламентом не допускается.

5.3 Меры безопасности при ведении технологического процесса

Безопасная работа оборудования зависит от квалификации технологического персонала установки, соблюдения правил охраны безопасности труда, пожарной и газовой безопасности, правил технической эксплуатации оборудования и коммуникаций, соблюдения норм технологического регламента, исправности систем сигнализации, блокировок и противоаварийной защиты (СБиПАЗ).

К работе допускаются лица, достигшие 18-ти летнего возраста, прошедшие инструктаж по промышленной безопасности и охране труда; теоретическое и практическое обучение безопасным приемам и методам работы и имеющие допуск к самостоятельной работе.

Технологические, эксплуатационные инструкции и инструкции по промышленной безопасности, пожарной безопасности и охране труда согласно перечня обязательных инструкций, приведенного в разделе 7.4.12 настоящего регламента находятся в операторной. Знание и выполнение требований инструкций обязательно для всего технологического персонала установки.

Технологический персонал должен обеспечивать регулирование и соблюдение всех параметров технологического режима, указанных в разделе 4 настоящего регламента.

Системы сигнализации, блокировок и противоаварийной защиты (СБиПАЗ) на действующей установке (оборудовании, находящемся в работе и резерве) согласно перечню сигнализации и блокировок должны быть включены в работу постоянно и должны обеспечивать точность поддержания технологических параметров, надежность и безопасность проведения технологических процессов.

Кратковременное отключение СБиПАЗ по отдельным параметрам допускается по письменному разрешению главного инженера производства только в дневную смену, с разработкой перечня организационно-технических мероприятий, обеспечивающих безопасность ведения технологического процесса и производства работ, с указанием времени и продолжительности отключения (ЭИ 212-009 «Инструкция по эксплуатации систем сигнализации, блокировок и противоаварийной защиты на технологических установках ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»).

При аварийной ситуации, связанной с неисправностью систем СБиПАЗ, технологический персонал производит аварийное отключение неисправной системы с соответствующей записью в «Журнале отключения систем СБиПАЗ».

Технологический персонал обязан производить внешний осмотр технологического оборудования, средств контроля, управления, сигнализации, связи, ПАЗ с записью результатов осмотра в вахтовый журнал. Осмотры необходимо производить с периодичностью:

-технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты - перед началом каждой смены и в течение смены не реже, чем каждые 2 часа операторами, машинистами, старшими по смене;

-вентиляционные системы - перед началом каждой смены, старшими по смене.

Средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства противоаварийной защиты, сигнализации и связи подвергаются полной или частичной проверке. Проверку систем СБиПАЗ производит эксплуатационный персонал ООО «ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ» и сдает по акту начальнику установки (ЭИ 212-009).

Средства пожаротушения, включая автоматические системы, проверяются не реже 1 раза в месяц лицом, ответственным за противопожарное состояние установки совместно с работником пожарной охраны.

Технологический персонал обязан контролировать работу насосов: периодически проверять уровень масла в бачках системы торцевых уплотнений насосов; температуру подшипников насосов; давление и температуру охлаждающей воды системы охлаждения насосов. Не допускается работать с неисправной системой охлаждения уплотнений насосов и других их частей во избежание нагрева выше установленных норм.

Технологический персонал производит отбор проб согласно установленному графику. Перед отбором новой пробы необходимо тщательно промыть пробоотборные линии и холодильники от старого продукта, использовать только сухие чистые емкости.

Задвижка на факельной линии при работе установки должна быть открыта и опломбирована.

5.4 Основные требования по пожарной безопасности объекта

Противопожарная защита установки обеспечивается средствами пожарной сигнализации и аварийной связи, системой пожарного водоснабжения, стационарными и первичными средствами пожаротушения; применением средств, предотвращающих или ограничивающих разлив и растекание жидкости при пожаре; наличием эвакуационных путей и выходов; применением строительных и технологических конструкций с регламентированными пределами огнестойкости.

В состав системы пожарной сигнализации и аварийной связи входят: ручной пожарный извещатель на аппаратном дворе, прямая телефонная связь с пожарной охраной из операторной и из насосных.

Размещение стационарных первичных средств пожаротушения приведено в разделе 7.1.2 настоящего регламента. Пожарное оборудование и инвентарь должны быть размещены на видных, легкодоступных местах и содержаться в полной исправности и готовности к немедленному использованию. Наличие и внешний осмотр производится при приеме вахты с записью результатов проверки в вахтовом журнале.

Территория производственного объекта, а также производственные помещения и оборудование, должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Не допускается загрязнение производственной территории, помещений и оборудования легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ, ГЖ), мусором и отходами производства. Все горючие отходы, промасляная ветошь, бытовой мусор должны складироваться в специально оборудованные контейнеры из негорючего металла, с закрывающей крышкой. Место складирования должно быть обозначено соответствующими знаками.

В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт тщательно промывается, убирается и засыпается сухим песком.

Шлам очистки трубопроводов, емкостей и другого оборудования поддерживается во влажном состоянии и вывозится с установки и размещается на хранение в шламонакопитель ПППН.

Курение на установке запрещается, за исключением специально отведенного и оборудованного места в здании операторной.

За герметичностью оборудования, особенно фланцевых соединений и сальников, со стороны обслуживающего персонала необходим строгий контроль. В случае обнаружения пропусков следует принимать меры по их устранению.



6. Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

Таблица 4. Твердые и жидкие отходы

№ п/п	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации	Количество, т/год
1.	Шлам очистки трубопроводов и емкостей (бочек, контейнеров, цистерн, гудронаторов) от нефти)	Грузится в телегу и вывозится в ПППН	При подготовке установки к ремонту 1 раз в 4 года	Хранение в шламонакопителе ПППН	5,0
2.	Песок, загрязненный мазутом, содержание мазута 15 % и более	Грузится в телегу и вывозится в ПППН	При аварийных разливах	Хранение в шламонакопителе ПППН	5,0

Таблица 5. Сточные воды

№ п/п	Наименование стока	Расход образующихся сточных вод, м3/ч	Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность сбросов	Место сброса	Установленная норма концентрации загрязнении в стоках, мг/дм3	Примечание
1.	Промливневые стоки (вода после промывки, пропарки оборудования, аппаратов)	Количество необходимое для пропарки и промывки	-	После пропарки или промывки	ПЛК	1. Нефтепродукты, не более 220 2. Взвешенные вещества, не более 70	По согласованию с ПППН
2.	Промливневые стоки (вода после охлаждения тех.оборудования	4,0	-	Постоянно	ПЛК	1. Нефтепродукты, не более 220 2. Взвешенные вещества, не более 70	-

№ п/п	Инвентаризированные характеристики источников загрязнения атмосферы (ИЗА)	Предельно допустимая масса загрязнений (ПДВ), г/с	Условие (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность выбросов	Примечание
	Номер ИЗА	Наименование ИЗА	Загрязняющее вещество
			Код	Наименование
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	0039 00	Печь П-1,2,3,4,5 дымовая труба	415	углеводороды С1-С5	0,155	Выброс без очистки	Непрерывно
			330	серы диоксид	15,14
			337	углерода оксид	2,522
			301	азота диоксид	2,344
			304	азота оксид	0,381
			328	сажа	0,098
			2904	зола мазутная	0,00004
2.	0041 01	Насосная щелочная вент. шахта (В-3,4)	150	натрия гидроокись	0,0005	Выброс без очистки	Непрерывно
3.	0040 03	Насосная щелочная дефлектор ЦАГИ, 2 шт.	150	натрия гидроокись	0,0002	Выброс без очистки	Непрерывно

7. Права и обязанности начальника установки, старшего оператора

Начальник установки

Общие положения

Начальник установки АВТ - 5 Топливного производства Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» относится к категории руководителей.

На должность начальника установки назначается лицо, имеющее высшее профессиональное (техническое) образование и стаж работы по специальности на инженерно-технических должностях не менее 3 летили среднее профессиональное (техническое) образование и стаж работы по специальности на инженерно-технических должностях не менее 5 лет.

Начальник установки обязан:

Руководить производственно-хозяйственной деятельностью установки.

Приостанавливать работу установки, агрегатов, отдельного оборудования, технических устройств, если создается угроза жизни и здоровью работающих.

Обеспечивать и контролировать:

Безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования, осуществлении технологического процесса, а также при применении в производстве приспособлений, инструментов, сырья и материалов;

Строгое соблюдение установленных норм расхода сырья, реагентов, материалов, топливно-энергетических ресурсов;

Соблюдение персоналом установки требований инструкций, правил и норм промышленной безопасности и охраны труда при обслуживании оборудования, ведении технологического процесса, производства работ повышенной опасности;

Безаварийную и надежную работу на установке оборудования, технических устройств, коммуникаций, вентиляционных установок, установок пожарной автоматики, сооружений;

Правильную эксплуатацию персоналом установки установленных технических средств и программного обеспечения автоматизированной системы сбора диспетчерской информации, согласно установленным локальным нормативным актам;

Своевременную подготовку оборудования, технических устройств к ремонту, сдаче его в ремонт и приемку из ремонта, в соответствии с действующими нормативными актами;

Выполнение организационно-технических мероприятий, предусмотренных актами расследования несчастных случаев, аварий, инцидентов, а также планами, приказами, распорядительными документами ОАО «ЛУКОЙЛ» и Общества, предписаниями органов государственного надзора и контроля в установленной сфере деятельности;

Прием и сдачу вахты работниками установки, не реже 1 раза в месяц. Ежедневное ознакомление с записями в вахтовом журнале, режимных листах, а также журналах проверки состояния промышленной безопасности и охраны труда на установке, своевременное принятие мер по устранению выявленных нарушений.

Состояние воздушной среды рабочей зоны на территории установки по исключению загазованности и запыленности, по результатам замеров состояния среды принимать соответствующие меры.

Соблюдение требований локальных нормативных актов по остановке, пуску и выводу установки на режим, включение отдельных узлов, блоков, а также по подготовке установки к ремонту и проведению ремонта.

Соблюдение технологических норм при эксплуатации оборудования работниками установки, в соответствие с технологическим регламентом, эксплуатационными инструкциями.

Своевременно проводить техническое освидетельствование, ревизию и при необходимости замену арматуры, предохранительных и противоаварийных устройств, систем сигнализации, систем пожаротушения, оборудования и трубопроводов при условии соблюдения графиков ...