Меры безопасности при эксплуатации производства

 

 

7.6.1 Требования безопасности при пуске и остановке технологических систем, отдельных видов оборудования, выводе их в резерв, нахождении в резерве и при вводе из резерва в работу.

 

В связи с тем, что операции по пуску и остановке оборудования взрывопожароопасного объекта всегда потенциально опасны, необходимо выполнять требования, обеспечивающие максимальную безопасность работ:

- После окончания капитального ремонта установки или ее длительного простоя с выполнением ремонтных или монтажных работ, оборудование принимается из ремонта комиссией предприятия с оформлением акта приемки.

- Основанием для пуска установки является приказ (распоряжение) по предприятию, в котором указывается время начала пусковых работ, лица ответственные за подготовку и пуск оборудования, порядок взаимодействия подразделений, обеспечивающих пуск.

- На каждый пуск ремонта или длительной остановки должен быть разработан и утвержден план подготовительных и пусковых работ, график дежурства ИТР и необходимого персонала на период пуска и вывода установки на нормальный режим.

- Пуск установки осуществляется в строгом соответствии с требованиями технологического регламента (раздел 6) и инструкций по эксплуатации, утвержденных в установленном порядке.

- Перед началом пусковых операций технологический персонал обязан тщательно проверить сборку технологической схемы, выполнить проверку системы на плотность (герметичность), опробовать действие и убедиться в исправности арматуры, отсекающих устройств, средств управления и защиты, вентиляционных систем, средств пожаротушения. Системы должны быть продуты азотом перед приемом сырья на установку.

- На установку необходимо принять электроэнергию, водяной пар, воду, топливный газ, азот.

- При загрузке свежего, а также выгрузке и просеивании отработанного катализатора рабочие обязаны пользоваться противопылевыми респираторами и защитными очками.

- После загрузки катализатора в реактор следует произвести проверку на плотность (герметичность) системы реакторного блока азотом.

- После тщательной продувки всех систем азотом, в реакторный блок принимается водородсодержащий газ и налаживается холодная циркуляция, а затем горячая циркуляция водородсодержащего газа.

- Во избежание попадания водородсодержащего газа «обратным ходом» из реактора в сырьевые резервуары при сбросе сырьевых насосов Н-1а, 1б на линии нагнетания насосов перед смешиванием с ВСГ предусмотрено отсекающее устройство.

- Перед регенерацией катализатора система должна быть освобождена от циркулирующего газа продувкой азотом. Подготовка к регенерации катализатора может считаться законченной, когда содержание горючих газов в системе не будет превышать 0,5 % объем.

- К выгрузке катализаторов из реактора можно приступать только после регенерации его и продувки азотом.

- Перед вскрытием реактора необходимо:

- охладить его до температуры не выше 40 °С;

- продуть азотом до содержания горючих в системе не более 0,5 % об.

- При временной остановке реактора и связанных с ним аппаратов, если имеется опасность подсоса воздуха при охлаждении системы, необходимо обеспечить подачу в аппараты, для удержания давления выше атмосферного, азота или водородсодержащего газа.

- Перед пуском установки необходимо проверить правильность монтажа и исправность оборудования, трубопроводов, арматуры, заземляющих устройств, контрольно-измерительных приборов, световой сигнализации, блокировок, вентиляции, канализации, средств индивидуальной защиты и пожаротушения. Пуск установки должен производиться под руководством ответственных инженерно-технических работников.

- Пуск и эксплуатация установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.

- Сброс взрывоопасных газов и паров, ЛВЖ из аппаратов, выключаемых на ремонт разрешается производить только в закрытые системы – линию топливного газа и в линию сброса горючих газов.

- Перед пуском печи необходимо убедиться в отсутствии каких-либо предметов, оставшихся после ремонта в камере сгорания, дымоходах-боровах. Перед зажжением горелок все люки и лазы печи закрываются.

- Перед розжигом печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим горелкам отглушаются.

- При приеме сырья на установку и наладке холодной циркуляции в блоке стабилизации производится проверка всех фланцевых соединений на утечку продукта.

- Повторная проверка плотности фланцевых соединений на оборудовании и трубопроводах производится в процессе повышения температуры при наладке горячей циркуляции.

- Подъем температуры продуктов при загрузке печей П-1 и П-2 производится по установленному планом пуска графику, обеспечивая равномерный нагрев по всем потокам печей.

- Соблюдается график загрузки и повышения температуры в колонне К-1.

- Увеличение нагрузки установки по сырью производится ступенчато с выдержкой времени, достаточной для стабилизации режима на каждом этапе нагрузки.

- Перевод параметров процесса на автоматическое управление и блокировочный режим производится после стабилизации данного параметра в ручном режиме.

- Резервным оборудованием на установке считается дублирующее оборудование:

- насосы Н-1а, 1б; Н-2, Н-102, Н-4, 4а; Н-6, 6а; Н-103/1,2; Н-104/1,2; Н-121/1,2;
Н-122/1,2, Н-127/1,2; Н-128/1,2; Н-129/1,2, Н-131/1,2.

- компрессоры ПК-1,2,3.

Оборудование считается резервным, когда оно находится в исправном состоянии, испытано в рабочих условиях, имеется заключение руководителей служб установки (цеха) о готовности его к работе.

Включение оборудования в работу из резерва и вывод оборудования в резерв производится по письменному распоряжению начальника установки (цеха) за исключением аварийных случаев, когда остановка оборудования и ввод резерва выполняется без согласования.

Вывод насосного оборудования в резерв, обслуживание, ввод в работу осуществляются в соответствии с «Инструкцией по уходу и эксплуатации центробежных насосов с приводом от электродвигателя и паровой турбины» и с «Инструкцией по эксплуатации центробежных насосов и паровых, установленных вне помещений».

Постановка оборудования в резерв после выполнения ремонтных работ производится после обкатки оборудования в рабочих условиях в присутствии представителей ремонтных служб, о чем делается отметка в вахтовом журнале.

В зимних условиях резервное оборудование должно находиться на постоянном прогреве и быть готовым к вводу в эксплуатацию. Поэтому для центробежных насосов, находящихся в резерве предусмотрен либо постоянный перепуск продукта с нагнетания на прием (для открытых насосных), либо они размещены в насосных и не требуют прогрева.

Вывод компрессорного оборудования в резерв, обслуживание при нахождении в резерве, а также безопасность ввода в работу должны соответствовать инструкциям по эксплуатации соответствующих компрессоров.

Плановая остановка оборудования на ремонт или в длительный резерв производится на основании приказа (распоряжения) по предприятию.

Приказом назначаются ответственные лица за выполнение операций по остановке оборудования и подготовке его к ремонту (отключение от МЦК, освобождение от продуктов, промывка и продувка системы, чистка аппаратов, взятие анализов, выгрузка катализатора).

После выполнения подготовительных работ производится проверка готовности установки к выполнению ремонтных работ комиссией предприятия, оформляется акт сдачи объекта в ремонт в соответствии с системой ППР, действующей на предприятии.

7.6.2 Обеспечение безопасности при эксплуатации установки

 

В соответствии с расчетом количественной оценки взрывоопасности оборудования, установка гидрокрекинга вакуумного газойля относится ко II-й категории.

Согласно требований «Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-540-03, утв. постановлением ГГТН России от 05.05.037 №4537, установка разбита на три блока, в которых предусмотрены отключающие устройства, средства контроля, управления и противоаварийной защиты с целью обеспечения минимального уровня взрывоопасности блоков и установки в целом. Состав блоков приведен в таблице 12.

 

Т а б л и ц а 12

№№ п/п	Наименование блока	Категория блока	Оборудование, входящее в блок
	Реакторный блок (блок 1)	II	Р-101; К-103; С-101; С-105; П-1; Т-1; ХВ-101/1,2;3, Х-4; ПК-1,2,3; Н-1а; Н-1б; Е-101; Е-22; Н-101; Ф-101/1,2; Т-106; Д-101; В-101
	Блок стабилизации (блок 2)	III	К-1; К-104; К-2; П-2; С-102; С-3; Е-123; Е-124; Т-105/1-8; Т-6; Т-7; ХВ-106/1,2; ХВ-121; ВХК-102; Х-121; Е-1; Е-104; Е-126; Е-127; Н-4,4а; Н-6,6а; Н-103/1,2; Н-104/1,2; Н-121/1,2; Н-122/1,2; Н-125; Н-126; Н-127/1,2; Е-129; Н-131/1,2; Н-129/1,2
	Блок регенерации МЭА (блок 3)	II	К-105; ВХК-107; С-4; Е-5; Е-25; Т-103/1,2; Х-103; Т-104/1,2; Н-128/1,2; Ф-102, Н-102; Н-2

 

Принципиальные схемы блоков приведены в Приложении 11.2.

 

Оценка взрывоопасности блоков, рассматриваемой установки, проведена на базе расчета энергетического уровня и определения категорий взрывоопасности этих блоков.

Значения энергетических показателей взрывоопасности установки (Е, m, Qв) определены в соответствии с методикой, приведенной в приложении 1 «Общих правил взрывобезопасности...» ПБ 09-540-03.

В качестве расчетной аварийной разгерметизации блоков принят наиболее неблагоприятный вариант аварии, при котором наружу может истечь наибольшее количество веществ, наиболее опасных в отношении последствий пожара или взрыва.

Количество истекших наружу веществ, которые могут образовывать газовоздушные и паровоздушные смеси определены с учетом следующих допущений: происходит расчетная авария в аппарате, содержащем наибольшее количество взрывопожароопасных веществ. Все содержимое аппарата истекает наружу, из смежных аппаратов происходит полное истечение веществ, имеющихся в них в парогазовых фазах, по трубопроводам по прямым и обратным потокам. Истечение веществ в ПГФ из смежных аппаратов происходит до закрытия отсечной запорной арматуры.

Истечение жидких веществ из смежных аппаратов к аварийному также происходит по трубопроводам до закрытия отсечной запорной арматуры.

Время срабатывания отсечной арматуры принято в соответствии с рекомендациями «Общих правил взрывобезопасности...» ПБ 09-540-03 п.3.21.3.

С использованием результатов расчета энергетических потенциалов технологических блоков установки Л-24/8с, представленных в таблице 13, были оценены зоны возможного разрушения в результате объемных взрывов.

 

Т а б л и ц а 13 - Результаты расчета энергетических потенциалов для определения категории взрывоопасности блоков установки Л-24/8с

 

№ п/п	Расчет энергии сгорания	1 блок – реакторный	2 блок – стабилизации	3 блок –регенерации водного раствора МЭА
	- сумма энергий адиабатического расширения и сгорания ПГФ, находящейся непосредственно в аварийном блоке, кДж	96,31х10^6	14,27х10^6	1,78х10^6
	А - энергия адиабатического расширения, кДж	1,01х10^6	0,04х10^6	0,01х10^6
	b1 – безразмерный коэффициент, учитывающий давление и показатель адиабаты ПГФ блока	3,38	1,6	1,4
	р – давление в системе, МПа	5,1	0,21	0,21
	- объем парогазовой смеси в системе, м^3			34,3
	G' - количество газовой фазы, кг	2097,5	329,8	77,2
	- объем парогазовой фазы, приведенной к нормальным условиям, нм^3		235,6	64,3
			378.7
	=0,1 МПа
	Т1- регламентированная температура в блоке,
	- плотность ПГФ при н.у., кг/м3	0,8725	1,4	1,2
	- удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг
	- энергия сгорания ПГФ, поступившей к разгерметизированному участку от смежных блоков, кДж	2,63х10^6	=0	=0
	=
	- количество ПГФ, поступившей к аварийному участку из смежного блока за время (сек) с момента разгерметизации до полного срабатывания отсекающих устройств, кг	49,4	-	-
	- удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг		-	-

Окончание таблицы 13

	- энергия сгорания ПГФ, образующейся за счет энергии перегрева ЖФ рассматриваемого блока и поступившей от смежных объектов за время (сек), кДж	3,59х10^6	3,04х10^6	0,09х10^6
	- удельная теплоемкость жидкостей фазы	1,8776	1,98	-
				-
	Т – регламентированная температура жидкости в блоке			-
	Тk – температура кипения жидкости при нормальных условиях			-
	r, ri – удельная теплота испарения жидкости, кДж/кг		167,31	-
	- количество ПГФ, кг	208,3	208,6	3,8
	- удельная теплота сгорания ПГФ, кДж/кг
	- энергия сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет тепла экзотермических реакций, не прекращающихся при разгерметизации, кДж =	=0	=0	=0
	- энергия сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет теплопритока от внешних теплоносителей, кДж =	23,9х10^6	18,65х10^6	=0
	- энергия сгорания ПГФ, образующейся из пролитой на твердую поверхность ЖФ за счет теплоотдачи от окружающей среды, кДж	6,32х10^6	21,93х10^6	=0
	E - общий энергетический потенциал, кДж Е2 + Е3 + Е4	132,74х10^6	57,89х10^6	1,87х10^6
	Qв - относительный энергетический потенциал	30,85	23,4	7,5
	Общая масса горючих паров взрывоопасного парогазового облака m - приведенная к единой удельной энергии сгорания, кг			40,65
	Категория взрывоопасности	II	III	II*
	Радиус зоны разрушения, R0, м	7,8	4,7	0,47

 

П р и м е ч а н и я:

1. При расчете объемов ПГФ и ЖФ учтено входящее в блок теплообменное оборудование и трубопроводы.

2. Расчетная категория взрывоопасности блока регенерации МЭА – III.

Энергетический потенциал блока в основном определяется количеством поступающего сероводорода, его количество на порядок выше других компонентов.

Сероводород – вещество II класса опасности, согласно п. 2.3 ПБ 09-540-03 повышает категорию блока с III до II.

 

Т а б л и ц а 14 - Зоны разрушения при взрыве на установке Л-24/8с

 

Класс зоны	Степень разрушения промышленных и жилых зданий	Избыточ- ное давление, кПа	Радиусы зон разрушения, м
1 блок – реактор-ный	2 блок – стабили-зации	3 блок – регенерации водного раствора МЭА
	Полное разрушение (R1)	>100	29,6	17,9	1,8
	Сильное повреждение – 50 % полного разрушения (R2)	>70	43,7	26,3	2,6
	Среднее повреждение - разрушение зданий без обрушений (R3)	>28	74,9	45,1	4,5
	Умеренные разрушения - повреждение внутренних перегородок, рам, дверей (R4)	>14	218,4	131,6	13,2
	Малые повреждения – разбито не более 10 % остекленения (R5)	<2	436,8	263,2	26,3

 

Из расчетов следует, что радиусы зон полного разрушения, которые соответствуют величине избыточного давления на фронте взрывной волны равной 70 и более кПа, не превышают 43,7 м. То есть, опасная зона полного разрушения локализована в пределах площадки установки.

Для снижения уровня взрывоопасности технологических блоков предусмотрены меры:

- по ограничению истечения массы перерабатываемых продуктов при возможных авариях за счет применения быстродействующей отсекающей межблочной арматуры;

- по ограничению поверхности испарения при аварийных проливах продуктов и времени испарения за счет обустройства бортиков и дренажей в аварийные емкости.

В таблице 12б представлены радиусы зон разрушения для технологических блоков установки Л-24/8с.

Анализ полученных результатов показывает, что при объемном взрыве паров горючих веществ зоны полных, сильных и средних повреждений приходятся на территорию промышленной площадки, отведенной под строительство установки.

Ближайшие промышленные объекты за территорией промышленной площадки установки должны быть запроектированы генеральным проектировщиком с учетом зон разрушения, в которые они попадают.

7.6.3 Меры безопасности при ведении технологического процесса, выполнении регламентных производственных операций

 

В соответствии с требованиями ПБ 09-540-03 (п. 3,2 и п. 3,4) технологические процессы установки легкого гидрокрекинга организованы таким образом, что исключается возможность взрыва в системе при регламентированных значениях параметров.

Перечень регламентированных параметров – норм технологического режима приведен в разделе 4 настоящего регламента.

Перечень предупредительных (сигнализация) и предельно-допустимых (блокировка) значений параметров представлен в разделе 5.2 «Контроль технологического процесса».

Критические параметры, определяющие взрывопожароопасность процесса, при принятой технологии не могут быть достигнуты, так как:

- вещества, обращающиеся в системе, являются термостабильными и самопроизвольно не разлагаются;

- система является герметичной и наличие в ней кислорода исключается, а следовательно возгорание или взрыва внутри системы произойти не может.

Как указывалось выше, установка условно разделена на 3 блока, для которых предусмотрены отключающие устройства, средства контроля, управления и противоаварийной защиты с целью обеспечения минимального уровня опасности блоков и установки в целом.

Для предотвращения создания аварийных ситуаций и их развития предусмотрены следующие инженерные мероприятия.

7.6.3.1 В соответствии с п. 5.2.1 ПБ 09-540-03 все технологическое оборудование, кроме компрессоров, насосов установленных в насосных № 1 и № 2, размещено на открытой площадке, чем обеспечивается более безопасная его работа.

Оборудование, заказываемое по импорту, а именно: холодильник-конденсатор
ВХК-107, высоконапорный насос поз. Н-101, электрический кабель для обогрева аппаратов и трубопроводов, электронагреватели для разогрева бочек, контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации имеют Разрешения Госгортехнадзора России (Ростехнадзор) на применение на предприятиях нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности на территории России.

Предусмотренное проектом отечественное оборудование также имеет соответствующие разрешения и сертификаты.

 

7.6.3.2 Предусмотрена комплексная автоматизация технологического процесса с выносом информации о параметрах, характеризующих безопасную работу оборудования, на операторское место.

Кроме параметров технологических процессов на дисплеи операторов вынесена и информация, характеризующая работу оборудования.

Так как технологические процессы установки являются взрывопожароопасными, все средства контроля, управления и ПАЗ имеют исполнение по взрывозащите в соответствии с категориями и группами обращающихся взрывоопасных смесей.

По всей территории установки установлены сигнализаторы с сигнализацией в операторной о наличии в окружающей среде горючих газов с концентрацией составляющей 50 % от НПВ.

Контроль воздушной среды в производственных помещениях, где могут создаваться токсичные концентрации углеводородных газов, осуществляется автоматическими сигнализаторами довзрывных и предельно допустимых концентраций с автоматическим включением аварийной вентиляции при достижении взрывоопасной концентрации. Газоанализаторы у печи нагрева газосырьевой смеси сблокированы с включением паровой завесы.

Расстановка сигнализаторов на наружной установке и в помещениях выполнена в соответствии с требованиями ТУ-газ-86.

 

7.6.3.3 Причинами аварийных ситуаций на установке являются нарушения в снабжении сырьем, водяным паром, водой, электроэнергией, топливом, воздухом КИП, нарушения герметичности аппаратов, сопровождающиеся выбросом нефтепродуктов, пожаром, загазованностью, взрывом или иными явлениями, опасными для эксплуатационного персонала и эксплуатации установки.

Действия при таких аварийных ситуациях освещены в разделе 7.4.2 настоящего регламента.

Для предотвращения аварийных ситуаций необходимо постоянно следить и обеспечивать работу блокировок и сигнализаций.

При возникновении аварийной ситуации обслуживающий персонал должен немедленно принять меры по его ликвидации и сообщить руководству завода. В случае аварий обслуживающий персонал установки действует согласно «Плана локализации аварий» (ПЛАС).

В соответствии с «Общими правилами взрывобезопасности…» (ПБ 09-540-03) на установке предусмотрен ряд мероприятий, обеспечивающих возможность быстрой ликвидации или локализации аварийных ситуаций.

В соответствии с п. 3.12, 3.21.1, 3.21.2, 3.21.3 установка разделена на отдельные блоки, в которых предусмотрены отсекающие устройства, средства контроля, управления и противоаварийной защиты с целью обеспечения минимального уровня взрывоопасности блоков и установки в целом по времени срабатывания:

- для блока I категории – 12 сек;

- для блоков II-III категории – не более 120 сек.

Блоки разделены между собой запорными и отсекающими устройствами с автоматическим и дистанционным управлением.

В соответствии с п. 3.21.4, ПБ 09-540-03 для технологических блоков всех категорий взрывоопасности и отдельных аппаратов, предусмотрены системы аварийного освобождения, которые укомплектованы запорными быстродействующими устройствами.

Для блока II категории взрывоопасности предусмотрено аварийное освобождение разгерметизированных блоков и аппаратов, которое осуществляется через клапаны-отсекатели и электрозадвижки с автоматическим управлением, для блока III категории – аварийное освобождение с дистанционным управлением.

Согласно п. 3.22, ПБ 09-540-03 для аварийного освобождения технологических блоков от жидких продуктов предусмотрена аварийная емкость Е-126 с последующим охлаждением нефтепродуктов в холодильнике Х-123 и откачкой некондиции по линии вывода гидроочищенного остатка с установки.

Аварийное освобождение технологических блоков от газовой фазы, согласно вышеуказанных норм, предусмотрено по специальным трубопроводам в факельную емкость Е-104 и далее в общезаводскую факельную систему:

- для аварийного сброса давления из реакторного блока предусмотрена электрозадвижка з-106 на линии сброса газов на факел из сепаратора высокого давления С-101;

- для аварийного сброса давления из блока стабилизации предусмотрен клапан-отсекатель UV-14 на линии сброса на факел из сепаратора бензина С-3.

Для отключения подачи ВСГ к компрессорам ПК-1,2,3 на трубопроводах всасывания и нагнетания установлены электрозадвижки.

Остановка компрессоров предусмотрена как по месту, так и из операторной.

Наиболее часто повторяющаяся на заводе аварийная ситуация – прекращение подачи электроэнергии.

В нормальном режиме электроприемники I категории электроснабжения питаются от двух независимых источников электроснабжения. Электроприемники особой группы I категории выделены на самостоятельный щит особой группы (ЩОГ), который запитан от трех самостоятельных независимых источников электроснабжения.

К электроприемникам особой группы I категории относятся приводы электрозадвижек, связанные с блокировками и аварийными освобождениями аппаратов, аварийное освещение, часть приборов КИП и А, входящих в систему блокировок, масляные насосы к компрессорам.

Такие решения обеспечивают срабатывание всех необходимых технологических блокировок и нормальную остановку установки.

 

7.6.3.4 Для защиты оборудования, согласно ПБ-09-540-03, предусмотрены необходимые автоматические блокировки, предотвращающие возникновение аварийных ситуаций при нарушении регламентированных значений параметров технологического процесса:

- п. 4.1.12 при отклонении уровней жидкой фазы в приемной или расходной емкостях от предельно-допустимых значений предусмотрены блокировки, исключающие пуск или прекращающие работу насосов, и средства предупредительной сигнализации о повышении или понижении уровней в емкостях.

- при максимальном уровне в емкости Е-101 закрывается клапан-отсекатель UV-1 на линии подачи сырья в емкость Е-101;

- при минимальном уровне - автоматически останавливаются насосы Н-1а, 1б;

- при минимальном уровне в сепараторе бензина С-3 автоматически останавливаются насосы Н-4, 4а;

- при минимальном уровне в емкости регенерированного МЭА Е-25 автоматически останавливаются насосы Н-2, Н-102;

- при минимальном уровне в дренажной емкости Е-127 автоматически останавливается насос Н-126, закрывается клапан-отсекатель UV-31 на линии вывода некондиции в Е-101;

- при максимальном уровне в емкости Е-127 дистанционно включается насос Н-126, открывается клапан-отсекатель UV-31 на линии вывода некондиционного продукта в Е-101;

- при минимальном уровне в аварийной емкости Е-126 автоматически останавливается насос Н-125, закрываются клапаны-отсекатели UV-10, UV-30 и UV-28;

- при максимальном уровне в емкости Е-126 дистанционно открываются клапаны-отсекатели UV-30 и UV-28 и закрывается клапан-отсекатель UV-10 на линии вывода гидроочищенного остатка, дистанционно включается насос Н-125;

- при минимальном уровне в факельной емкости Е-104 автоматически останавливаются насосы Н-104/1,2, закрывается клапан-отсекатель UV-30, UV-10 на линии вывода гидроочищенного остатка;

- при максимальном уровне в емкости Е-104 автоматически включаются насосы
Н-104/1, 2, открываются клапаны отсекатели UV-29/1, 2, UV-30 и закрывается клапан-отсекатель UV-10 на линии вывода гидроочищенного остатка;

- при минимальном уровне в емкости охлаждающей жидкости Е-128 останавливаются насосы Н-129/1, 2;

- при минимальном уровне в сепараторе С-102 останавливаются насосы
Н-122/1,2;

- при минимальном уровне в емкости Е-129 останавливаются насосы Н-131/1,2;

- п. 4.2.2 при разделении горючих газов и жидкостей предусмотрены средства автоматического контроля и регулирования уровня и уровня раздела фаз.

- при минимальном уровне в сепараторе С-101 автоматически закрывается клапан-отсекатель UV-5 на линии вывода нестабильного гидрогенизата в сепаратор низкого давления С-102;

- при минимальном уровне (раздел фаз) в сепараторе С-101 автоматически закрывается клапан-отсекатель UV-8 на линии вывода промывной воды с аммонийными солями из С-101;

- при минимальном уровне в сепараторе сероводорода С-4 автоматически закрывается клапан-отсекатель UV-25 на линии вывода сероводородной воды к насосам Н-6, 6а;

- при минимальном уровне в емкости раствора насыщенного МЭА Е-5 закрывается клапан-отсекатель UV-21 на линии вывода раствора насыщенного МЭА в блок регенерации;

- при минимальном уровне (раздел фаз) в емкости Е-5 закрывается клапан-отсекатель UV-19 на линии вывода конденсата углеводородного газа в линию бензин-отгона.

- п. 4.1.8. На всасывающей линии поршневых компрессоров ПК-1, 2, 3, для отделения раствора МЭА из циркуляционного водородсодержащего газа, установлен сепаратор С-105 и предусмотрена сигнализация и блокировка по остановке компрессоров при превышении предельных значений, а именно:

- при минимальном уровне в сепараторе С-105 автоматически закрывается клапан-отсекатель UV-33 на линии вывода раствора МЭА из С-105;

- при максимальном уровне в С-105 автоматически:

1. Останавливаются компрессоры ПК-1, 2, 3.

2. Закрывается клапан-отсекатель UV-1 на линии подачи сырья на установку и клапан-отсекатель UV-2 на линии нагнетания насосов Н-1а, 1б.

3. Прекращается подача топлива в печь П-1.

4. Останавливаются насосы Н-1а, 1б.

- п. 4.3.3, 4.3.4 колонные аппараты оснащены средствами контроля и автоматики в соответствии с требованиями этих пунктов:

- сигнализацией повышения и понижения уровня в колонне К-1, стриппинге
К-104, абсорберах К-103, К-2, десорбере К-105;

- при минимальном уровне в стабилизационной колонне К-1 автоматически останавливаются насосы Н-103/1, 2;

- при минимальном уровне на тарелке № 12 останавливаются насосы откачки циркуляционного орошения Н-127/1, 2;

- при минимальном уровне в стриппинге К-104 автоматически останавливаются насосы Н-121/1, 2;

- при минимальном уровне в абсорбере К-2 автоматически останавливаются насосы
Н-6, 6а;

- при минимальном уровне в абсорбере К-103 автоматически закрывается клапан-отсекатель UV-18 на линии вывода раствора насыщенного МЭА из К-103 в емкость Е-5 и останавливаются насосы Н-2, Н-102;

- сигнализацией повышения и понижения давления в колонне К-1 (верх);

- п. 4.6.2 в соответствии с этим пунктом в проекте предусмотрены следующие защитные блокировки:

- уменьшения расхода сырья от сырьевых насосов. При достижении минимального расхода автоматически закрываются клапаны-отсекатели UV-2, на линии нагнетания насосов Н-1а, 1б и UV-1 на линии подачи сырья в Е-101, прекращается подача топлива к печи П-1, автоматически останавливаются насосы Н-1а, 1б;

- уменьшения расхода регенерированного МЭА в абсорбер высокого давления К-103, при достижении минимального значения – автоматически закрываются клапаны-отсекатели UV-17, UV-23, на линии нагнетания насосов Н-2, Н-102 и поз. UV-1 на линии подачи сырья в Е-101, закрывается клапан-отсекатель на линии подачи топлива в печь П-1, автоматически останавливаются насосы Н-1а, 1б и закрывается отсекатель UV-2;

- уменьшения расхода циркуляционного водородсодержащего газа от компрессоров ПК-1,2,3 и при достижении минимального значения – автоматически закрываются клапаны-отсекатели UV-2 на линии нагнетания сырьевых насосов и UV-1 на линии подачи сырья в
Е-101, закрывается клапан-отсекатель на линии подачи топливного газа к печи П-1, автоматически останавливаются сырьевые насосы Н-1а, 1б.

- п. 5.4.7 для подачи ЛВЖ, ГЖ применены центробежные насосы с двойными торцевыми уплотнениями.

- п. 5.4.8 предусмотрена сигнализация утечек уплотняющей жидкости из бачков к торцевым уплотнениям насосов.

- п. 5.4.9 предусмотрена сигнализация повышения температуры до 70 °С подшипников насосов Н-1а, 1б; Н-2; Н-102; Н-103/1, 2; Н-104/1, 2; Н-121/1, 2; Н-122/1,2, Н-125; Н-126; Н-127/1, 2; Н-4, 4а; Н-6, 6а; Н-101; Н-129/1, 2.

При достижении температуры 80°С автоматически останавливаются насосы Н-1а, 1б; Н-2; Н-102; Н-103/1, 2; Н-121/1, 2; Н-122/1,2, Н-127/1, 2;

- давления уплотнительной жидкости в бачках вышеперечисленных насосов;

- автоматически останавливаются насосы при достижении максимального давления уплотнительной жидкости в бачках к торцевым уплотнениям насосов.

- емкости с ЛВЖ оснащены тремя измерителями уровня, сигнализация предельного верхнего уровня осуществляется от двух измерителей уровня.

В соответствии с «Перечнем минимально необходимых средств противоаварийной защиты (сигнализаций, блокировки) для нефтеперерабатывающих и нефтехимических технологических установок» предусмотрена сигнализация:

- повышения температуры на входе в реактор Р-101 и выходе из него и повышения температуры по слою катализатора;

- повышения перепада давления в реакторе Р-101;

- повышения температуры в факельном трубопроводе (линия сброса горючих газов);

 

7.6.3.5 Основные мероприятия по блоку печей включают в себя следующее:

- п. 3.24 ПБ 09-540-03 сброс избытка газа и сброс от предохранительного клапана осуществляется в линию сброса горючих газов;

- п. 5.3.1 ПБ 09-563-03 печи П-1 и П-2 оборудованы дежурными (пилотными) горелками с индивидуальной системой топливоснабжения.

Для печи П-1 в соответствии с требованиями ПБ 09-540-03:

- п. 4.5.8.1 для противоаварийной автоматической защиты топочного пространства печь оснащена предупредительной сигнализацией и блокировками, прекращающими подачу топлива и подающими водяной пар в топочное пространство и продуктовый змеевик;

Блокировки:

- при отклонении параметров топливного газа к основным и пилотным горелкам печи от регламентированных закрываются отсекатели UV-50, UV-51, и ПЗК на трубопроводе топливного газа к основным горелкам и отсекатели UV-52, UV-53 к пилотным горелкам;

- при отклонении параметров жидкого топлива к основным горелкам печи от регламентированных закрываются отсекатели UV-56, UV-57 на прямом трубопроводе к горелкам и UV-58, UV-59 на обратном трубопроводе;