После заполнения ТВО-Д, ТВО-С, (ТНВО-Р) частично обезвоженная нефть перетекает в буферную емкость БН-Д, БН-С, (БН-Р).

При достижении рабочего давления в буферной емкости открываются задвижки на выходе газа из буферной емкости и на входе газа в газосепаратор. Проверяется готовность работы факельной системы. Открываются задвижки на факельных линиях - на выходе газа из газосепаратора и на байпасной линии узла регулирования давления газа. Продувается факельная линия, проверяется содержание кислорода у основания факельного ствола (не более 25% от нижнего предела взрываемости), затем закрывается задвижка на факел, продувается трубопровод на запальник и дежурную горелку факела, проверяется степень загазованности у пульта зажигания с помощью переносных газоанализаторов, поджигается запальная свеча и дежурная горелка факела. После этого снова открывается задвижка на факельной линии и поджигается факел. При этом необходимо убедиться в нормальной работе факельной системы - убедиться в отсутствии жидкости (конденсата) в конденсатосборниках. Осуществляется ручное регулирование давления и количества газа на дежурную горелку.

Давление в газосепараторе ГС регулируется задвижкой на байпасной линии узла регулирования давления газа после ГС. Этой задвижкой регулируется давление в ТВО и буферной емкости во время пуска установки.

По достижению рабочего уровня в БН-Д, БН-С, (БН-Р) производится откачка нефти: открывается задвижка на линии всасывания насоса, заполняется приемный коллектор и корпус насоса (воздух и газовая пробка предварительно вытесняется в атмосферу через воздушный клапан). Открывается задвижка на линии обводной влагомера, на байпасной линии узла регулирования уровня в буферной емкости и при закрытой задвижке на выходной линии насоса запускается насос. При достижении рабочего давления открывается задвижка на выкидной линии насоса. Пуск насоса производится в соответствии с указаниями технического описания и инструкции на эксплуатацию.

Уровень в буферной емкости поддерживается задвижкой на байпасной линии узла регулирования, после насосов.

После вывода установки на режим, закрываются все задвижки на байпасных линиях, открываются на основных линиях, включается система автоматической сигнализации и блокировки согласно технологической карте.

Прекращается подача газа на факел, производится подача газа на КС «Керок».

Все операции по пуску и выводу установки на технологический режим оператор установки подробно записывает в вахтовом журнале. Параметры технологического режима записываются в оперативном журнале.

6.3.1 Пуск сооружений подготовки пластовой воды

При пуске сооружений подготовки пластовой воды перед заполнением отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С пластовой водой открыть воздушник у предохранительного клапана и для создания гидрофобного слоя через люки-лазы залить нефть слоем 0,500-0,700 м. Затем открыть все задвижки по ходу поступления пластовой воды до отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С. После заполнения отстойника водой закрыть воздушник, давление в отстойнике довести до рабочего. Открыть задвижку на отводящем трубопроводе воды отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С, затем у буферной емкости БВ-Д, БВ-С, последовательно открыть задвижки на отводящем трубопроводе газа и подающем трубопроводе воды. При достижении рабочего уровня воды в буферной емкости последовательно открыть все задвижки по ходу пластовой воды до БКНС-20Д, БКНС-20С. Включить рабочие насосы БКНС, открыть задвижки на выкиде насосов. Включить насос-дозатор установки подачи ингибитора коррозии в трубопровод очищенной пластовой воды.

После вывода очистных сооружений на рабочий режим в отстойниках ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С деблокируются временно отключенные в процессе пуска системы блокировки и сигнализации. По достижении межфазного уровня «нефть-газ» включить регулятор давления на отводящей линии газа из отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С. Для отвода уловленной нефти из отстойников воды - при достижении межфазного уровня «нефть-вода» минимального значения открыть задвижку на выходе уловленной нефти из отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С. После слива нефти до межфазного уровня «нефть-вода» по сигналу закрыть задвижку на отводящем трубопроводе уловленной нефти из отстойника.

6.3.2 Порядок пуска насосных агрегатов БКНС

Перед пуском насосного агрегата необходимо провести визуальный осмотр аппарата, трубопроводов, фланцевых соединений и другого оборудования, обратив особое внимание на герметичность соединений и правильность установки и затяжки крепежа, отсутствие заглушек на рабочих трубопроводах:

- проверить исправность обратного клапана,

- проверить наличие электроэнергии,

- проверить наличие первичных средств пожаротушения,

- проверить исправность манометров, КИПиА.

Опрессовать систему коммуникаций и технологические емкости пpи полном перечне смонтированного оборудования, средств КИПиА на давление испытания.

Пpовеpить работу оборудования и КИПиА в холостом режиме.

Перед пуском прокачать масло через маслосистему агрегата электромаслонасосами. Отрегулировать давление в маслосистеме. Проверить давление в конце масляной магистрали, положение уровня масла в баке при работе и остановке маслонасоса. Продолжительность прокачки масла - не менее 6-ти часов. После прокачки загрязненное масло слить из маслосистемы, промыть все элементы маслохозяйства и подшипники агрегата.

Отсоединить электродвигатель от насоса, закрепив на последнем зубчатую муфту. Включить электромаслонасос НШ- 5-25.

Определить направление вращения электродвигателя, включив его на кратковременную работу. Направление вращения - правое (по часовой стрелке), если смотреть со стороны электродвигателя.

Проверить работу задвижек на входном и напорном трубопроводах.

Убедиться в надежности крепления агрегата к раме, отсутствии посторонних предметов на агрегате.

Осмотреть сальники (торцевые уплотнения), они должны быть набиты плотно, но не туго (излишнее затягивание сальников ускоряет износ защитной рубашки вала, увеличивает трение на ней и понижает КПД всего агрегата).

Проверить свободно ли вращается ротор насоса, надежность крепления болтов корпуса зубчатой муфты, ограждение муфты и наличие заземления в необходимых местах.

Через спускной вентиль на выкидной линии насоса стравить воздух до появления устойчивой (без пузырьков воздуха) струи воды и одновременно проверить герметичность трубопроводов, насоса, исправность манометров. После проверки исправности всего агрегата насос готов к пуску.

Пуск насосного агрегата

Пуск насосного агрегата производится в следующей последовательности: открывается приемная задвижка, с выкидной линии стравливается воздух. От кнопки включается в работу маслосистема, которая состоит из маслобака, объемом 320 литров, маслоохладитель (для охлаждения масла), маслонасоса НМШ-5-25 с электродвигателем и системы маслопроводов с вентилями. В качестве рабочего агента в маслосистеме применяется турбинное масло ТП-22, которым заполнен маслобак. Запускается насос масляный шестеренчатый НМШ-5-25, давление в системе поднимается до 0,1 МПа. Проверяется прохождение масла в подшипниках насоса. Убедившись (по смотровому окну) в том, что масло проходит через подшипники, на ЭКМ (электроконтактном манометре) выкидной линии насосного агрегата, приемной линии и маслосистемы замыкают контакты верхнего и нижнего предела защиты, на щите управления загорается табло «Агрегат готов к пуску». Производится пуск агрегата нажатием кнопки «Пуск». После пуска насоса постепенно открывается соответствующая выкидная задвижка, и одновременно машинист по ЭКМ следит за давлением на выкиде, которое должно быть стабильным, во избежание срыва подачи. Когда насосный агрегат вошел в рабочий режим, ставится защита на ЭКМ - по выкидной линии (в соответствии с нормами технологического режима работы установки). На приемной линии нижний предел - 0,06 МПа, верхний 0,1 МПа, в маслосистеме нижний предел - 0,05 МПа, верхний - 0,13 МПа, Работа агрегата переводится в автоматический режим переключением тумблера на пульте в положении «Автомат».

Количество закачиваемой воды по БКНС воды учитывается счётчиками типа СВУ, установленными непосредственно на выкидных линиях насосных агрегатов.

Работа насоса при закрытой задвижке более 2-3 минут не допускается во избежание перегрева («запаривания насоса») и выхода его из строя.

Необходимо обеспечить напор насоса в пределах заданного режима регулируя его задвижкой на выкиде насоса. При эксплуатации не допускается снижение напора насоса менее 11,5 МПа.

Набивку и подтяжку сальников производить так, чтобы при работе насоса через каждый сальник протекалa перекачиваемая жидкость в объёме 0,5 л/мин (тонкая струя воды разбивается на капли).

Необходимо периодически проверять температуру нагрева подшипников агрегата, она не должна превышать + 70° С. При нагревании сальников следует увеличить протекание жидкости, ослабив нажим втулки сальника.

Следить за положением ротора насоса по указателю осевого сдвига на валу насоса.

6.4 Условия нормального ведения технологического процесса

Для нормального безаварийного ведения технологического процесса необходимо:

- содержать в исправном состоянии средства КИПиА;

- своевременно производить поверку (калибровку) средств КИПиА, тарировку предохранительных клапанов, освидетельствование сосудов, работающих под давлением;

- проводить, согласно графика ППР, проверку дыхательных клапанов, ТО насосов, компрессоров, запорной арматуры;

- строго соблюдать нормы технологического режима ведения процесса;

- наблюдать за герметичностью трубопроводов, арматуры;

- следить за исправной работой насосных агрегатов и в случае посторонних шумов, вибрации - остановить насос для устранения неисправностей. Следить за температурой подшипников (температура должна быть не более 70⁰С). Следить за сальниковыми уплотнениями, при необходимости - заменить.

Территория УПС и площадки внутри обвалования должны очищаться от земли, снега и сухой травы. Вентиляционные установки проверяются ежесменно, предохранительные клапана сосудов, работающих под давлением, проверяются ежесменно при температуре воздуха ниже 0⁰С и 1 раз в неделю при температуре воздуха выше 0⁰С, с записью в журнале. Анализ газовоздушной среды на санитарные нормы производится оператором один раз в сутки по установленным точкам, с записью в вахтовом журнале.

6.5 Остановка УПС при нормальных условиях

Остановка УПС-20 производится по письменному распоряжению руководства ТЦППН УПСНГ ООО «Таширнефть-Добыча». Остановка осуществляется технологическим персоналом бригады под руководством мастера.

В журнал распоряжений пишется распоряжение начальника УПСНГ или, по согласованию с ним, начальника (заместителя начальника) цеха. В распоряжении указывается причина, длительность, порядок остановки и ответственные лица за нормальную остановку.

Разрешение на закрытие задвижек на трубопроводе поступления нефти дает начальник или заместитель начальника цеха добычи НГДУ и согласует с руководством ТЦППН УПСНГ ООО «Таширнефть-Добыча».

Получив разрешение на остановку установки, оператор закрывает сырьевые задвижки. Закрываются задвижки на линии подачи газа на КС, газ подается на факел.

После остановки скважин, медленно закрыть задвижки на промысловых гребенках ТВО-Д, ТВО-С. Закрыть задвижки подачи реагента. Закрыть задвижки на входе в успокоительные коллекторы УК-Д, УК-С, УК-Р (задвижки ЗД1, ЗД2, ЗД1.1, ЗД1.2).

Сбросить нефть из ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р до минимального рабочего уровня. Закрыть задвижки на выходе частично обезвоженной нефти из ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р и на трубопроводах входа частично обезвоженной нефти в буферные емкости БН-Д, БН-С, БН-Р.

После достижения минимального рабочего уровня воды в ТВО-Д, ТВО-С, ТНВО-Р закрыть задвижки на выходе пластовой воды на очистку. Газ из успокоительных коллекторов УК-Д, УК-С, УК-Р, буферных емкостей БН-Д, БН-С, БН-Р, газосепараторов ГС-Д, ГС-С направить на факелы.

После достижения минимального уровня нефти в буферных емкостях, закрыть задвижки на выходе частично обезвоженной нефти, отключить насосы внешней перекачки нефти, исключить из работы узел учета нефти.

После падения давления в аппаратах закрыть задвижки на трубопроводах выхода газа из аппаратов в газовые сепараторы. Отключить газовые сепараторы, затем закрыть задвижки на факельных линиях.

Опорожнение технологического оборудования производить в следующем порядке: сначала опорожнить оборудование потока девонской нефти и, если в технологическом оборудовании резервного потока находилась девонская нефть, оборудование резервного потока - оставшуюся жидкость из ТВО-Д, ТНВО-Р, буферных емкостей БН-Д, БН-Р, фильтров насосов, газосепаратора ГС-Д слить в дренажную емкость ЕД.

Затем в том же порядке опорожнить технологическое оборудование потока угленосной нефти.

Для остановки очистных сооружений пластовой воды после достижения минимального уровня воды в буферной емкости БВ-Д, БВ-С и отключения насосов БКНС-20Д, БКНС-20С отключить насос подачи ингибитора коррозии. Открыть задвижку на дренажном трубопроводе аппарата БВ-Д, БВ-С и опорожнить аппарат в производственную канализацию. Закрыть задвижки на отводящих трубопроводах воды и уловленной нефти аппаратов ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С, открыть воздушник у предохранительных клапанов. Откачать уловленную нефть из отстойников ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С в дренажную емкость ЕД. Открыть задвижки на дренажных трубопроводах аппаратов ОВ-1,2Д; ОВ-1,2С и опорожнить аппараты в производственную канализацию.

В зависимости от цели и характера остановки (текущий или капитальный ремонт, техническое освидетельствование оборудования и т.д.) система установки может быть промыта, пропарена, отглушена в соответствии с инструкциями по технике безопасности.

Остановка насосного агрегата БКНС-20 производится следующим образом:

- закрывается выкидная задвижка, машинист нажимает кнопку “Стоп” насосного агрегата. После прекращения вращения вала насоса машинист перекрывает приемную задвижку, после чего производит остановку маслонасоса.

Порядок вывода из эксплуатации сосудов, работающих под давлением, для проведения регламентных и ремонтных работ, приведен в главе 7.4 (таблица 7.4) данного регламента.

6.6 Особенности пуска и остановки в зимний период

В зимнее время работа установки может нарушаться даже при незначительном нарушении норм технологического режима.

В зимнее время, особенно в сильные морозы, существует опасность застывания, замерзания трубопроводов и аппаратов пластовой воды, образования кристаллогидратов в трубопроводах газовой системы.

Возможно размораживание трубопроводов и аппаратов с образованием трещин и порывов.

Контроль за состоянием обогрева необходимо осуществлять по месту путем обхода, а также по приборам контроля температуры внутри аппаратов и трубопроводов на пульте управления.

Наибольшую опасность к замораживанию имеют аппараты и трубопроводы, в которых слабый, незначительный проток жидкости.

При пуске оборудования установки в зимнее время должны применяться дополнительные меры безопасности.

При пуске необходимо проверить наличие протока (движения) жидкости и газа во всех подводящих и отводящих трубопроводах.

Пуск в работу оборудования производить только при наличии манометров, полном комплекте приборов КИПиА, задействованных в технологическом процессе, исправных регулирующих клапанов.

Отдельные застойные и тупиковые зоны (трубопроводы нефти, пластовой воды, газовые линии) перед пуском должны быть прогреты водяным паром, предварительно производить наружный обогрев.

Это касается также дренажной, спускной и продувочной запорной арматуры.

В зимнее время по возможности неработающее оборудование, насосы, трубопроводы освободить от нефтепродуктов.

Работоспособность насосного оборудования проверять кратковременным включением.

В случае обнаружения наличия замерзших трубопроводов и аппаратов производить их обогрев с помощью пара и горячей воды, начиная с дренажной, спускной и продувочной запорной арматуры.

Включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами не допускается. Все водяные стояки, в том числе и пожарные, должны быть утеплены. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

- наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

- отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

7. Безопасная эксплуатация производства

Безопасная эксплуатация установки заключается в поддержании всех параметров процесса в пределах норм технологического режима. При этом осуществляется постоянный контроль за состоянием аппаратуры, трубопроводов, насосного оборудования, приборов КИПиА, и за качеством пластовой воды путём регулярного визуального осмотра и отбора проб.

Осуществлять особый контроль за газовыми сепараторами с целью недопущения попадания жидкости в газопровод.

Безопасная эксплуатация установки проводится при строгом соблюдении правил техники безопасности, газо - и пожаробезопасности.

7.1 Данные о производственных опасностях. Мероприятия по снижению уровня опасности производства

Вопросам безопасного ведения технологического процесса на установке необходимо уделять исключительное внимание. Нефть и нефтепродукты характеризуются высокой взрыво- и пожароопасностью, а их пары ядовиты. Неправильное выполнение той или иной технологической операции может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к аварии и несчастным случаям.

Промысловая подготовка нефти имеет следующие опасные факторы:

- наличие легковоспламеняющихся жидкостей, паров и газов, способность паров и газов образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;

- способность жидких и газообразных продуктов нефти и самой нефти действовать отравляюще на организм человека;

- наличие в газах и жидкостях ядовитого газа сероводорода;

- коррозия трубопроводов, арматуры, аппаратов и оборудования;

- способность нефтей образовывать самовоспламеняющиеся на воздухе пирофорные соединения;

- способность нефтей образовывать при своем движении по трубопроводам статическое электричество;

- наличие на установке электрооборудования;

- наличие вращающихся и движущихся частей оборудования и механизмов;

- вредное воздействие нефти и реагентов на кожу человека, а паров и газов на органы дыхания;

- имеется факельное хозяйство для сброса газа;

- отбор проб нефти с пробоотборников;

- оборудование, работающее под давлением (сепаратор и емкости).

Основные причины, которые могут привести к аварии:

- отступление от норм технологического режима работы;

- нарушение инструкций по охране труда, промышленной, пожарной безопасности, охране окружающей среды и промсанитарии;

- несвоевременные ревизии и ремонт трубопроводов, аппаратов, насосов, компрессоров, резервуаров, запорной арматуры;

- некачественная подготовка трубопроводов и другого оборудования к работе;

- неисправности приборов КИПиА и средств автоматизации, регулирующих параметры технологических процессов;

- отключение электроэнергии и воды;

- коррозия аппаратов и трубопроводов;

- нарушение герметичности технологического процесса;

- неисправность вентиляционных установок в помещениях;

- проведение огневых и газоопасных работ с нарушением правил и инструкций;

- замерзание газовой линии в зимний период;

- замерзание линии факела в зимний период;

- гидравлический удар в трубопроводах из-за неправильного включения их в работу;

- работа без СИЗ;

- неисправная система молниеотводов и заземления;

- неисправные и не соответствующие требованиям площадки обслуживания оборудования.

Основные нарушения технологического режима, которые могут привести к аварии и несчастному случаю:

- повышение, понижение давления;

- поднятие уровня жидкости в аппаратах выше допустимого;

- понижение уровня жидкости в аппаратах ниже допустимого;

- в зимний период несвоевременная прокачка или удаление из трубопроводов и арматуры воды, обводненной нефти и водных растворов реагентов;

- гидравлический удар в трубопроводах из-за неправильного его включения в работу.

Основные мероприятия по предотвращению нарушений технологического процесса:

- строго соблюдать технологический регламент;

- немедленно прекращать работу неисправного оборудования;

- своевременно производить освидетельствование, ревизию, ремонт сооружений, оборудования;

- обслуживающий персонал УПС должен быть обучен, проинструктирован и аттестован согласно существующему «Положению...» на предприятиях нефтяной промышленности;

- обслуживающий персонал установки должен быть обеспечен спецодеждой, защитными очками, защитной каской, предохранительным поясом, спецобувью и фильтрующими противогазами марки А, В (наличие на установке аварийных средств защиты: три-пять комплектов фильтрующих противогазов и два комплекта шланговых противогазов);

- наличие должностных инструкций, инструкций по ОТ и ПБ, пожарной и газовой безопасности, инструкций по эксплуатации оборудования, плана ликвидации аварий.

7.2 Взрывопожароопасные, токсичные свойства сырья

На установке используются следующие пожароопасные и токсичные вещества:

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость, предельно допустимая концентрация паров нефти в воздухе производственных помещений 300 мг/мі. Легкие фракции нефти легко испаряются, вдыхание ее паров ведет к отравлению организма человека. Нефть оказывает вредное влияние на кожу и слизистые оболочки человека. Нужно иметь ввиду, что пары нефти тяжелее воздуха и обладают большей, чем жидкость, текучестью, вследствие чего они растекаются по земле и заполняют низины, ямы, канавы, траншеи. Если на пути паров встречается источник открытого огня, может произойти взрыв, который передается по всему пути газа и возникает пожар в нескольких местах.

Реагенты, применяемые на установке, представляют собой 60-65 % раствор активного вещества в органическом растворителе. Само активное вещество представляет собой высокомолекулярное соединение, не имеющее ярко выраженных токсических свойств и непожароопасно. Пожароопасные и токсичные свойства реагентов определяются применяемым растворителем. В качестве растворителя обычно применяют метанол. При работе с реагентами следует избегать попадания их на кожу рук и глаза. Работа должна производиться в перчатках и рукавицах, а глаза должны быть защищены очками. В случае попадание реагента на кожу рук или лица, пораженное место должно быть промыто большим количеством воды. При попадании реагента в глаза их следует промыть водой, после чего обратиться к врачу.

Углеводородные пары и газы в смеси с атмосферным воздухом способны образовывать взрывоопасную смесь, которая при наличии огня или искры может взорваться.

Сточная (пластовая) вода содержащая углеводороды и растворенный сероводород. Показатели пожароопасности и токсичности сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Взрывоопасные, токсические свойства сырья, готовой продукции и отходов производства

№ п/п	Наименование сырья, готовой продукции, отходов производства	Агрегатное состояние	Класс опасности (ГОСТ 12.1.007-76)	Температура, 0С	Концентрационный предел, % об.	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	ПДК веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений (ГОСТ 12.1.005-88), мг/м3
				Вспышки	Воспламенения	Самовоспламенения	Нижний предел	Верхний предел
1	Нефть	Жидкость	3	< 61	-	< 500	1,2	9,0	Высокое содержание ароматических у/в может вызывать хронические отравления с изменением в составе крови. Сернистые соединения могут приводить к острым и хроническим отравлениям. Воздействие паров нефти на кожные покровы может приводить к раздражениям, возникновению сухости, шелушению кожи, появлению трещин.	300
2	Попутный нефтяной газ	Газ	4	-	-	234 ч 535	2,1ч5	15	Углеводороды, входящие в состав нефтяных газов (метан и его гомологи) могут оказывать сравнительно слабое наркотическое действие. Признаки асфиксии, снижение пульса, кровяного давления и световой чувствительности глаз, головная боль, головокружение	300
3	Деэмульгатор	Жидкость	3	11	-	455	5,5	44	Опасность очень серьезных необратимых изменений при вдыхании, контакте с кожей и при попадании внутрь. Имеются ограниченные свидетельства канцерогенного воздействия. Обслуживающий персонал должен подвергаться периодическим медицинским осмотрам	5 (по метанолу)
4	Ингибиторы солеотложения	Жидкость	3	-	-	-	-	-	При поступлении в организм в токсических дозах сульфиты влияют на желудочную секрецию, функцию дыхательного аппарата, нервно-мышечную систему, вплоть до провоцирования судорог, нарушают кровоснабжение, промежуточный обмен, вызывают дистрофические процессы в органах и тканях. При вдыхании - заторможенные движения. Обслуживающий персонал должен подвергаться периодическим медицинским осмотрам	5
5	Ингибиторы коррозии	Жидкость	3	8	-	455	-	-	Опасность очень серьезных необратимых изменений при вдыхании, контакте с кожей и при попадании внутрь. Обслуживающий персонал должен подвергаться периодическим медицинским осмотрам	5 по метанолу
Отходы
6	Нефтешлам очистки емкостей	Мехпримеси, нефте продукты	3						Средняя	10
7	Мусор от учреждений, исключая крупногабаритный (ТБО)	Твердые	4						Умеренно опасен
8	Обтирочный материал, загрязненный маслами на 15% и более	Твердые	3						Умеренно опасен

7.3 Классификация производственных зданий, помещений, наружных установок по категориям взрывопожарной и пожарной опасности

Классификация технологических блоков по взрывоопасности осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов в области промышленной безопасности в нефтяной и газовой промышленности приводится в таблице 7.2.

Потребители электроэнергии площадки в отношении надежности электроснабжения относятся ко II категории, приборы пожарной и охранной сигнализации и охранной сигнализации -- к 1 категории.

Таблица 7.2 - Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок

№ п/п	Наименование объекта	Наименование производств и помещений	Категория по взрыво-пожарной и пожарной опасности НПБ 105-03	Класс взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ	Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.19-99 Р 51330.11-99
1	Площадка ТВО-Д,С и УК-Д,С	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
2	Площадка ТНВО-Р, УК-Р	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
3	Площадка буферных емкостей и газосепараторов	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
4	Нефтяная насосная	навес, открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
5	Емкость дренажная ЕД V=40м2	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
6	Емкость утечек ЕУ V=12,5м2	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
7	Конденсатосборник ЕК V=8,0м2	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
8	Факел	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
9	Ингибиторное хозяйство	закрытый блок	А	В-1а	IIАТ3
10	Очистные сооружения пластовой воды	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
11	Емкость канализационная, V=25,0 м2	открытая площадка	Ан	В-1г	IIАТ3
12	Операторная	кирпичное здание	Д	-	-
13	Емкость дренажная БКНС, V=80 m3	открытая площадка	Д	-	-
14	Емкость производственно-дождевых стоков, V=12,5m3	открытая площадка	Ан	В-1г	НАТЗ
15	Блочная кустовая насосная станция	закрытый блок	Д	-	-

7.4 Правила аварийной остановки установки, возможные аварийные состояния и неполадки производства. Способы их предупреждения и устранения

Полная остановка установки производится после предварительного извещения обслуживающим персоналом мастера установки, диспетчера цеха в следующих случаях:

- при порыве нефтяных магистральных трубопроводов;

- при большой загазованности установки;

- при превышении допустимого значения давления в аппаратах и когда давление продолжает расти, несмотря на принятые меры;

- при пожаре на одном из аппаратов и угрозе загорания всей УПС.

При пожаре необходимо:

- вызвать пожарную команду, при необходимости скорую помощь;

- оповестить людей, оказавшихся в опасной зоне и всех работающих на объекте;

- эвакуировать людей, оказавшихся в опасной зоне;

- прекратить все ремонтные и огневые работы;

- оповестить ответственных лиц в соответствии со списком плана ликвидации аварии;

- перекрыть поступление нефти к району очага пожара;

- отключить при необходимости электроэнергию, остановить агрегаты, перекрыть нефтепроводы в сторону очага пожара, остановить систему вентиляции и прекратить все работы на объекте в пожароопасной зоне, кроме работ, связанных с ликвидацией пожара;

- принять меры по ликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения.

Прекращение подачи электроэнергии. При прекращении подачи на УПС электроэнергии происходит внезапная остановка насосов, воздуходувок вентиляции, отключаются схемы автоматических блокировок световой и звуковой сигнализации. В результате теряется контроль за ведением технологического процесса.

Частичная остановка установки производится после предварительного оповещения обслуживающим персоналом диспетчера ЦППН, мастера, заместителя начальника, начальника цеха в следующих случаях:

- при выходе из строя насоса (пускается резервный);

- при нарушении герметичности одного из аппаратов (аппарат отключается путем перекрытия задвижек на входе и выходе нефти и газа);

- при нарушении герметичности одного из технологических трубопроводов (трубопровод отключается закрытием соответствующих задвижек по схеме).

Аварийная остановка насосных агрегатов производится в следующих случаях:

- при появлении огня и дыма, искр на агрегате;

- при недопустимой вибрации, угрожающей целостности насоса и электродвигателя;

- при обнаружении постороннего шума в агрегате;

- при нарушении целостности приемной и выкидной линии или корпуса насоса;

- при перегреве подшипников;

- в случае выхода из строя сальников или торцевых уплотнений вала.

В процессе пуска и эксплуатации УПС могут возникать аварийные ситуации, требующие немедленной остановки отдельных узлов, блоков или всей установки.

Ликвидация аварийного состояния осуществляется согласно «Плана ликвидации аварий», утвержденного руководством эксплуатирующей организации.

При возникновении аварийных ситуаций на УПС, указанных выше, необходимо принять меры по безопасной остановке технологического процесса в целом, так и отдельного оборудования. Оповещение об аварийной ситуации делает первый заметивший, который сообщает мастеру.

При возникновении аварийных ситуаций необходимо:

- оповестить мастера;

- немедленно сообщить в пожарную часть, диспетчеру ЦППН;

- включить сирену;

- вызвать скорую помощь;

- определить загазованную зону;

- при необходимости надеть противогазы;

- остановить работу УПС согласно разделу 6 данного регламента;

- при необходимости удалить людей из загазованной зоны;

- приступить к ликвидации аварии;

- соблюдать правила пожарной и газовой безопасности.

Все действия по ликвидации выполнять согласно плана ликвидации возможных аварий на УПС.

Порядок аварийной остановки

Аварийная остановка УПС производится согласно утвержденному плану ликвидации возможных аварий на УПС-20:

- перекрывается поступление сырья на установку;

- останавливаются все насосы;

Таблица 7.4 - Возможные виды аварийного состояния производства и способы их ликвидации

Вид аварийного состояния производства	Причина возникновения	Действия персонала по устранению аварийного состояния
1.Отключение электроэнергии на УПС	Неполадки в электрических сетях	Сообщить диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4, мастеру установки. Выяснить длительность отключения и вызвать дежурного электрика. - перевести на ручное регулирование аппараты, находящиеся в работе; - при заполнении БН произвести полную остановку установки согласно разделу 6 данного регламента. При длительном отключении электроэнергии: Прекратить прием продукции скважин на УПС. Закрыть запорную арматуру на приемной гребенке УПС. Ввиду остановки всех насосов закрыть запорную арматуру до и после насосов и линиях откачки нефти. Перекрыть запорную арматуру между всеми аппаратами и на всех линиях. При появлении электроэнергии произвести пуск УПС согласно раздела 6 данного регламента. Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с распоряжениями и указаниями ответственного руководителя работ по ликвидации аварии.
2. Разгерметизация ТВО «Д»	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ЦППН, оповестить работающих на УПС. Прекратить прием продукции скважин в ТВО «Д», для этого необходимо закрыть задвижки №2 на входе и №3, 5, 6, 18 на выходе нефти из ТВО-Д и на входе в БН-Д. Сбросить воду до минимального рабочего уровня в ОВ-Д1, ОВ-Д2 и после чего закрыть задвижки №8, 198, 199, 200 на линии сброса воды в ОВ-Д.1, ОВ-Д.2. Закрыть задвижки №10, 13, 14, 15 на газовой линии. Сбросить давление в ТВО-Д. Освободить ТВО-Д по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Закрыть задвижки №20 на выходе жидкости и задвижку №17 на выходе газа из БН-Д. Сбросить давление в БН-Д через клапан ППК. Освободить БН-Д по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Жидкость направить в ТВО-Р, для этого открыть задвижку №61 на входе ТВО-Р, воздух из аппарата вытесняется через воздушник в атмосферу. При установлении межфазного уровня нефть-вода открываются задвижки №207, 22 на линии сброса воды в ОВ-Д1, ОВ-Д2. При установлении рабочего давления открываются задвижки №204, 214, 223 на газовой линии и задвижки №215, 218, 219 на линии поступления нефти с ТВО-Р в БН-Р. Воздух из буферной емкости БН-Р вытесняется в атмосферу через воздушник. При достижении 50% уровня жидкости в буферной емкости БН-Р открываются задвижки №220, 221, 56 на выходе нефти и задвижки на приеме рабочего насоса H-I/1, H-I/2. При достижении в БН-Р рабочего давления открываются задвижки №222, 225 на выходе газа из БН-Р в ГС-Д. Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
3. Разгерметизация ТВО «С»	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием продукции скважин в ТВО «С», для этого необходимо закрыть задвижки №57 на входе и №63, 69, 68, 70, 71 на выходе нефти из ТВО-С и на входе в БН-С. Сбросить воду до минимального рабочего уровня в ОВ-С1, ОВ-С2 и после чего закрыть задвижки №203, 201, 202 на линии сброса воды в ОВ-С.1, ОВ-С.2. Закрыть задвижки №58, 66, 65, 67, 74 на газовой линии. Сбросить давление в ТВО-С. Освободить ТВО-С по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Закрыть задвижку №78 на выходе жидкости и задвижку №75 на выходе газа из БН-С. Сбросить давление в БН-С через клапан ППК. Освободить БН-С по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Жидкость направить в ТВО-Р, для этого открыть задвижку №139 на входе ТВО-Р, воздух из аппарата вытесняется через воздушник в атмосферу. При установлении межфазного уровня нефть-вода открываются задвижки №207, 72 на линии сброса воды в ОВ-С1, ОВ-С2. При установлении рабочего давления открываются задвижки №204, 214, 223 на газовой линии и задвижки №215, 218, 219 на линии поступления нефти с ТВО-Р в БН-Р. Воздух из буферной емкости БН-Р вытесняется в атмосферу через воздушник. При достижении 50% уровня жидкости в буферной емкости БН-Р открываются задвижки №220, 79 на выходе нефти и задвижки на приеме рабочего насоса H-2/1, H-2/2. При достижении в БН-Р рабочего давления открываются задвижки №222, 226 на выходе газа из БН-Р в ГС-С. Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
4. Разгерметизация БН-Д	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием продукции скважин в БН-Д, для этого необходимо закрыть задвижки №85, 18 на входе и №20 на выходе БН-Д. Закрыть задвижки №16, 17 на газовой линии. Сбросить давление в БН-Д через клапан ППК. Освободить БН-Д по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Всю жидкость направить в ТВО-Р и БН-Р (см п.п .2. Разгерметизация ТВО «Д»). Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
5. Разгерметизация БН-С	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием продукции скважин в БН-С, для этого необходимо закрыть задвижки №71 на входе и №220 на выходе БН-С. Закрыть задвижки №74, 75, 76 на газовой линии. Сбросить давление в БН-С через клапан ППК. Освободить БН-С по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Всю жидкость направить в ТВО-Р и БН-Р (см п.п .3. Разгерметизация ТВО «С»). Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
6. Разгерметизация ОВ-Д.1 (ОВ-Д.2)	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием воды в ОВ-Д.1 (ОВ-Д.2), для этого необходимо закрыть задвижки №267, 266, 264, 265 (№277, 274, 275, 276) на входе и на выходе воды с ОВ-Д.1 (ОВ-Д.2). Закрыть задвижки №268, 269, 270 (№278, 279, 280) на газовой линии. Сбросить давление в ОВ-Д.1 (ОВ-Д.2) через клапан ППК. Освободить ОВ-Д.1 (ОВ-Д.2) по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
7. Разгерметизация ОВ-С.1 (ОВ-С.2)	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием воды в ОВ-С.1 (ОВ-С.2), для этого необходимо закрыть задвижки №233, 230, 231, 232 (№243, 240, 241, 242) на входе и на выходе воды с ОВ-С.1 (ОВ-С.2). Закрыть задвижки №234, 235, 236 (№244, 245, 246) на газовой линии. Сбросить давление в ОВ-С.1 (ОВ-С.2) через клапан ППК. Освободить ОВ-С.1 (ОВ-С.2) по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
8. Разгерметизация БВ-Д	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием продукции скважин в БВ-Д, для этого необходимо закрыть задвижку №290 на входе и №292 на выходе БВ-Д. Закрыть задвижку №291 на газовой линии. Сбросить давление в БВ-Д через клапан ППК. Освободить БВ-Д по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Воду направить с ОВ-Д.1, ОВ-Д.2 на насос БКНС, для этого открыть задвижку №289. Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
9. Разгерметизация БВ-С	Коррозия, порывы стенок корпуса, утечки через сварные швы и фланцевые соединения	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. Прекратить прием продукции скважин в БВ-С, для этого необходимо закрыть задвижку №256 на входе и №258 на выходе БВ-С. Закрыть задвижку №257 на газовой линии. Сбросить давление в БВ-С через клапан ППК. Освободить БВ-С по линии опорожнения (перед дренажом открыть воздушник). Воду направить с ОВ-С.1, ОВ-С.2 на насос БКНС, для этого открыть задвижку №255. Дальнейшие действия персонала УПС производятся в соответствии с ПЛА.
10. Порыв нефтепровода внешнего транспорта нефти	Коррозия, износ, порывы стенок нефтепровода.	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. При порыве, нарушении герметичности нефтепровода внешнего транспорта немедленно остановить насосы внешнего транспорта, закрыть задвижки на приеме и нагнетании насосов, на узле замера нефти. Персоналу дальнейшие действия выполнять в соответствии с распоряжениями ответственного руководителя работ по ликвидации аварии. В случае длительного срока ремонта нефтепровода внешнего транспорта и при заполнении БН-Д, БН-С до максимального рабочего уровня произвести полную остановку УПС согласно раздела 6 данного регламента.
11. Порыв газопровода на КС	Коррозия, износ, порывы стенок газопровода.	Сообщить мастеру, диспетчеру ТЦППН, ТЦДНГ-4. При порыве, нарушении герметичности газопровода: - открыть задвижки на факельных линиях, подать газ на факел; - прекратить подачу газа на КС закрытием задвижек на газопроводе.

- сообщается диспетчеру ЦДНГ о срочной остановке всех скважин;

- поочередно сбрасывается давление на всех аппаратах;

- дальнейшие действия по плану ликвидации возможных аварий;

- делается запись в вахтовом журнале о времени и причине остановки.

Таблица 7.5 - Возможные виды аварийного состояния производства и способы их устранения

№ п/п	Вид аварийного состояния производства и неполадки	Причина возникновения	Действия персонала по устранению аварийного состояния
1	Ухудшение качества готовой продукции	Увеличение содержания воды в нефти	. Проверить: - высоту водной подушки, при необходимости увеличить сброс с ТВО; - работу регулятора уровня раздела фаз «нефть-вода», при необходимости перейти на ручное регулирование.
2	Вынос нефти газом из ТВО, БН	Повышение уровня раздела фаз «нефть-газ» в ТВО, БН	Привести уровень раздела фаз «нефть-газ» в соответствие с технологической картой
3	Увеличение содержания нефти в пластовой воде	Снижение уровня раздела фаз «нефть-вода» ниже допустимого	Привести уровень раздела фаз «нефть-вода» в соответствие с технологической картой
4	Переполнение аппаратов БН	1.Неисправность приборов КиА 2.Резкое изменение режима работы объектов нефтепромысла. 3.Засорение линии выхода жидкости из аппарата солями, парафином или механическими примесями. 4.Неисправная запорная арматура	1. Откачать нефть. Выяснить причину, устранить неисправность. 2. Определить возможности оперативного восстановления оптимального режима работы объектов нефтепромысла. Отрегулировать уровень в емкостях. 3. Отключить аппарат, произвести очистку линии выхода жидкости. 4. Проверить запорную арматуру. При необходимости заменить задвижку
5	Снижение уровня жидкости в ТВО, БН	1.Нарушение герметичности 2. Отказ регулятора уровня	1.Отключить установку. Выяснить причину, отремонтировать. 2. Закрыть задвижки до и после регулятора уровня. Перейти на регулирование байпасной задвижкой. Произвести ревизию регулятора уровня.
6	Превышение давления в ТВО, БН, газосепараторе ГС выше максимального давления	1. Перекрытие потока в газопроводе 2.Заполнение газосепаратора конденсатом.	1. Сбросить газ, установить причину, устранить неисправность 2.Проверить запорную арматуру на линии конденсата, слить конденсат
7	Понижение давления в аппаратах ТВО, БН, ГС	Неисправна система автоматического регулирования	Байпасной задвижкой вручную отрегулировать давление. Отремонтировать систему автоматики регулирования клапанов
8	Повышение уровня конденсата выше допустимого в газосепараторе ГС	1. Отказ приборов КиА. 2. Отказ отсечной задвижки.	1. Выяснить причину и исправить. 2. Проверить, отключив ГС из системы, и открыв дренажную линию. При необходимости заменить задвижку.
9	Переполнение подземных емкостей ЕД, ЕУ, ЕК, ЕП	1. Неисправность прибора сигнализации уровня. 2. Отказ насоса откачки. 3. Отсутствие электроэнергии.	1. Проверить уровень, устранить неисправность прибора 2. Выяснить причину и устранить. 3. Выяснить причину и устранить.
10	Отключение насосов Н1-1,2; Н2-1,2;	1.Перегрев подшипников 2.Пропуск сальниковых уплотнений 3. Отказ насоса 4. Понижение или повышение давления на приеме 5. Понижение или повышение давления на выкиде 6. Понижение или отсутствие напряжения	1.а) промыть подшипники, заменить смазку или заменить подшипник; 2. а) поджать сальниковое уплотнение; б) сменить сальниковую набивку. 3. Включить резервный насос 4.Выяснить причину и устранить 5.Выяснить причину и устранить 6. Выяснить причину и устранить
11	Загазованность территории	Утечка газа и жидкости через сальники и прокладки арматуры, появление трещин на трубопроводах.	Установить причину и устранить неисправность.
12	Повышенная загазованность в блоках БР-2.5, БДР-25/12	1. Неисправность в работе газоанализатора. 2. Неисправность аварийного вентилятора воздуха.	1. Проверить и устранить неисправность. 2. Установить причину отказа вентилятора и устранить неисправность.
13	При пуске насос не подает жидкость	Закрыта задвижка на всасывающем трубопроводе	Открыть задвижку
14	Отключение насосов	1. Понижение давления (загазованность) 2. Перегрев подшипников (сработала теплозащита) 3. Сильная утечка через уплотнения	1. Выявить и устранить причину загазованности, стравить газ, провести пуск 2. а) Промыть подшипники, заменить смазку б) Заменить изношенный подшипник 3. а) Поджать торцевое уплотнение б) Сменить уплотнения
15	Насос не набирает давление и отключается	1. Износ уплотнительных колец и поясов рабочих колец 2. Износились детали разгрузочных устройств 3. Электродвигатель не набирает полное число оборотов вследствие понижения напряжения	1 .Разобрать насос и изменить изношенные детали 2. Разобрать разгрузочное устройство и заменить 3. Выяснить причину понижения напряжения и устранить
16	Насос вибрирует во время работы	1. Неправильная центровка электродвигателя и насоса	1. Произвести центровку
		2. Износились подшипники	2. Произвести замену подшипников
17	Нагреваются подшипники	Нет смазки	Промыть и залить смазку
18	Течь в уплотнениях	Выработаны уплотнения	Заменить уплотнения
19	Загазованность в насосном помещении	Пропуски через сальниковые уплотнения	1. Остановить ЦНС с наружного пульта 2. Открыть двери для дополнительной вентиляции
20	Пропуск жидкости через торцевые уплотнения н/а выше нормы	Перекос трущихся поверхностей, задиры, забоины, повреждение торца	Остановить н/а, разобрать электросхему, разобрать поврежденное торцевое уплотнение, произвести ревизию и устранить дефект
21	Нет подачи масла на подшипники агрегата	1.Выход из строя электромаслонасоса. 2.Забито дроссельное кольцо на входе масла в подшипник.	1.Перевести работу на резервный маслонасос. 2.Остановить агрегат и прочистить кольцо. При необходимости заменить масло и почистить маслосистему
22	Резкое падение давления на узле учета нефти	Порыв нефтепровода	Остановить откачку, подготовку производить до наполнения емкостей, после наполнения произвести остановку УПС 56
23	Изменение подачи деэмульгатора относительно заданного	1. Неисправен или не отрегулирован насос	1. Остановить насос, определить и устранить причины изменения подачи
		2. Неисправна система автоматического регулирования расхода	2. Задвижкой установить необходимый расход, отрегулировать автоматику

7.5 Безопасная эксплуатация факельной системы

Факельная система предназначена:

- для сброса и последующего сжигания горючих газов и паров;

- при срабатывании предохранительных клапанов, газ сбрасывается и сжигается на факеле.

Факельная установка размещена с учетом розы ветров, минимальной длины факельных трубопроводов и с учетом допустимой плотности теплового потока.

Расстояние между факельным стволом и зданиями, сооружениями объектов обустройства определено, исходя из допустимой плотности теплового потока и противопожарных норм.

Территория вокруг факельного ствола, а также всех сооружений факельной установки спланирована в радиусе его высоты, но не менее 30 м, ограждена и обозначена. Ограждения оборудованы проходами для персонала и воротами для проезда транспорта, и к ним обеспечен круглогодичный подъезд.

Конструкция факельной установки обеспечивает стабильное горение в широком интервале расходов газов.

В составе факельной установки предусмотрены:

- факельный ствол;

- оголовок с газовым затвором;

- дистанционное электрозапальное устройство;

- подводящие трубопроводы газа.

- устройства для отбора проб;

- средства контроля и автоматики.

Факельный оголовок, дежурные горелки, обвязочные трубопроводы, детали крепления изготовлены из материала с учетом их возможного нагрева от теплового излучения факела.

Обвязочные трубопроводы на участке факельного ствола выполнены из бесшовных жаропрочных труб.

Розжиг факела осуществляется посредством бегущего огня, через дистанционное управляемое устройство розжига.

Высота факельного ствола определена расчетом по плотности теплового потока и с соблюдением условия исключения возможности загрязнения окружающей территории продуктами сгорания.

Крепления растяжек факельного ствола находятся внутри обвалования, что обеспечивает их защиту от возможного повреждения, в том числе транспортными средствами.

Факельные коллекторы и трубопроводы выполнены с минимальной длиной и имеют минимальное число поворотов. Основной способ прокладки трубопроводов - надземный на опорах.

Факельный коллектор и трубопровод проложен с уклоном в сторону устройств сбора конденсата не менее 0,003.

Контроль и автоматизация технологических процессов факельной системы выполнен в следующем объеме:

- регулирование расхода газа, подаваемого на продувку факельного коллектора и в газовый затвор, предусмотрено с помощью запорно-регулирующей арматуры.

- дистанционный контроль и регистрация расхода газа на основной факел учитывается с помощью газового счетчика типа СВГТ.

Безопасная эксплуатация факельной системы осуществляется по разработанной и утвержденной инструкции эксплуатирующей организации.

Розжиг факела производится в составе не менее двух лиц в присутствии ответственного лица за безопасную эксплуатацию факельной системы.

В газах и парах, сжигаемых на факельной установке, не должно быть капельной жидкости и твердых частиц. Для отделения выпадающей в факельных трубопроводах капельной жидкости и твердых частиц предусмотрен газовый сепаратор.

Для предупреждения образования в факельной системе взрывоопасной смеси следует исключить возможность подсоса воздуха и предусматри...