Автоматизация фильтровального отделения установки 39/2 (Депарафинизации масел)

СОДЕРЖАНИЕ
Л

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Обоснование выбора темы дипломного проекта
Общее описание блока
Характеристики сырья и получение на блоке продуктов
Описание технологического процесса с расстановкой оборудования КИП
Управление горячей промывкой вакуум-фильтра

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Расчет регулирующих пневматических клапанов

Расчет на жидкость
Расчет на пар

Расчет сужающего устройства на жидкость

3 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

Монтаж и эксплуатация средств автоматизации
Выполнение графика текущего и капитального ремонта

4 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

4.1 Проведение поверки на контроллер SIEMENS

Расчет погрешности и обеспечение метрологического

контроля по измерительным каналам

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Спецификация приборов КИП и А
Определение времени простоя оборудования на ремонтах
Расчет годовой потребности приборов КИП

в электроэнергии

Расчет затрат на приобретение приборов КИП и А
Расчет локальной сметы на монтаж приборов КИП и А
Расчет численности рабочих на монтаж приборов КИП и А
Расчет общего фонда заработной платы
Расчет капитальных вложений на монтаж КИП и А
Технико-экономический показатель проекта

6 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИИ

Классификация помещений по взрывоопасности
Вредные выбросы и отходы
Техника безопасности при эксплуатации средств

автоматизации на установке 39/2

ВЫВОД

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

В нефтехимической промышленности большинство технологических процессов и установок относятся к 1 категории пожара- и взрывоопасности, среды технологических процессов являются агрессивными, а условия труда — вредными и тяжелыми. Поэтому автоматизации технологических процессов уделяется особое внимание.
Автоматизацией в широком смысле слова называется частичное освобождение человека от непосредственного участия в ведении производства и передача основных функций средствам автоматического регулирования, сбора информации, контроля и управления. В качестве характерных аппаратов на данной установке используются вакуум-фильтры и кристаллизаторы.

Технологическая схема подразделяется на следующие блоки

а) блок кристаллизации и фильтрования
б) блок регенерации растворителей
в) холодильное отделение и блок инертного газа

Блок инертного газа предназначен для создания во всех аппаратах безопасной газо-инертной подушки (т.е. создано искусственное избыточное давление, выполняющее роль затвора, для выхода летучих углеводородов наружу).
Важная роль в народном хозяйстве принадлежит нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. Они тесно связаны между собой. Завершающим этапом в совокупном производственном процессе являются переработка нефти и получение топлив, масел и других видов продукции в данном отчете речь пойдет об установке 39/2.
Прошедший год выдался для АО “НОРСИ” тяжелым поставки нефтяного сырья были самыми низкими за последнее время – 3,7 млн. тонн. И, тем не менее, продолжалась крупномасштабная реконструкция, осуществлялись мероприятия по повышению качества продукции и снижению ее себестоимости. Очередное этапное событие в жизни ЗПМ и всего АО “НОРСИ” — окончание реконструкции установки 39/2.
На ней осуществлены самые современные требования по промышленной безопасности, получена возможность выпускать продукцию высокого качества с увеличением отборов, со снижением содержания масла в гаче. Выполнены экологические мероприятия.
Недавно установка сдана рабочей комиссии, впереди тяжелый, наладочный переод. В феврале намечено вывести ее на нормальный технологический режим, что даст возможность выпускать до 25 – 26 тысяч тонн масел в месяц.
С экономической точки зрения на данной установке выполнены мероприятия, которые позволят снизить стоимость выпускаемых АО “НОРСИ” масел, резко сократить энергетические затраты на выпуск тонны продукции. Значительная доля энергозатрат падает на установки депарафинизации (около 30-35%). С учетом выполненных на установке 39/2 мероприятий они должны уменьшиться вдвое. А потребление пара, сократится примерно вчетверо. В 2000-м году заводом выпущено масел свыше 211 тыс. тонн. В результате реконструкции мощность установки увеличилась на 20%. В целом общая экономия по ЗПМ за год составила 9.9млн. рублей.
Сейчас выполняются пусковые операции – промывка и прокачка технологических схем установки, их опробование. На циркуляции многие узлы установки гачевая и депсекция, змеевики печи. Осуществляется циркуляция на растворителе кристаллизационного отделения. В работе также аммиачная система со старым компрессором АДК, ведется подготовка к опробованию винтового компрессора.
Специалисты АСУ ТП заканчивают подготовку компьютерной системы управления печью с выводом параметров сигнализации и блокировок печи, насосов и вакуумного компрессора. Ведется опробование трех из имеющихся пяти новых герметичных насосов БЭН-349 производства “Молдовагидромаш”. Герметичный насос БЭН-349 пущен пока на растворителе. Циркулируется депсекция блока регенерации К-1-печь-К-3-К-4 и опять в К-1. В этой схеме участвует два насоса. Печь ведет себя нормально, она пока находится в щадящем режиме – 200 градусов на перевале. Сушку ее произвели, теперь температура будет подниматься дальше. Изменение параметров осуществляется через контроллер и монитор, который стоит в помещении операторной. Монтаж КИП и А полностью закончен, т.е. все трассы положены, датчики выставлены и расключены. Сигналы с пневматических приборов – уровнемеров, расходчиков, прибороров давления – выведены на щит. Проводятся испытания вновь установленных герметичных насосов. Прибористы включили необходимые блокировки по заполнению – сигнализаторы уровня УСО-1, на выкиде – электроконтактные манометры. Когда на входе насоса нет жидкости, он получает с блокировок команду “СТОП!”.
Был включен аммиачный компрессор, запустили вновь установленный контроллер фирмы “Сименс”, на графической панели которого отображается вся информация по компрессору. Все приборы с печи выведены на щит операторной, температурные позиции отображаются на вторичных приборах ФЩЛ – 502. Кроме того, выведены на щит расходы по потокам.На блоке регенерации и колонах применены пневматические приборы КИП и А, все они находятся в работе. В фильтровальном отделении монтаж всех приборов закончен, в том числе и на горячей промывке вакуумфильтров. Там смонтированы соленоиды, которые управляют задвижками подачи воздуха. Для контроля за концентрацией аммиака установлена новая отечественная газоаналитическая система СКВА – 01 – в “НОРСИ” она применена одна из первых в России.
На установке смонтировано новое оборудование, в частности, барабаны вакуумфильтров БГН – 50/3 в количестве 6 – ти штук, изготовлены на “Уралхиммаше”. На данных барабанах будет, осуществляется совершенно новая система смазки – централизованная. Пока запускается четыре барабана, оставшиеся два будут запитаны по индивидуальным схемам. После окончательной отладки централизованной схемы все фильтры будут включены по ней. Кстати данная схема применена впервые в России.
Температура растворителя для теплой промывки вакуум-фильтров регулируется прибором TRC поз.25. Клапан типа «ВО» установлен на линии о.пара в Т-3. Расход теплого растворителя измеряется прибором FR поз.105.
Обоснование
Проведен монтаж КИП и А регистрации расхода теплого растворителя на промывку
вакуум-фильтров.
Раствор гача из шнеков вакуум-фильтров Ф-3, Ф-4, Ф-5, Ф-6 поступает в емкости Е-3а и Е-3б соответственно, из которых наосами Н-7а (Н-7ар) и Н-8 (Н-7) откачивается в емкость Е-1а, откуда раствор самотеком поступает в вакуум-фильтры Ф-1, Ф-2 (параллельно), на вторую ступень фильтрации.
Обоснование
Произведен монтаж резервного насоса Н-7ар по откачке раствора гача из Е-3а.
Раствор гача (петролатума) после второй ступени фильтрации поступает в емкости Е-3, от куда насосом Н-7б (Н-7бр) откачивается на блок регенерации растворителя из раствора гача.
Температура стенок емкости Е-3 и приема насосов Н-7б (Н-7бр) измеряется прибором
Ti поз.121.
Обоснование
Произведен монтаж резервного насоса Н-7бр по откачки раствора гача из Е-3. Смонтирован наружный электрообогрев и поверхностные термопары (4 шт.) на Е-3 и прим. Н-7б (Н-7бр).
Назначение и общее описание установки 39/2
Установка депарафинизации масел 39/2 входит в состав завода по производству масел ОАО «НОРСИ». Введение в действие установки в 1962 году.
Назначение процесса депарафинизации – удаление из масел высокозастывающих твердых углеводородов – парафинов, с целью получения масел с достаточно низкими температурами застывания.
Депарафинированные масла должны обладать свойствами подвижности (текучести) при температуре их применения.
Свойство подвижности необходимо для применения масел при низких температурах в зимних условиях, для облегчения процесса запуска двигателей, для возможности обеспечения нормальной циркуляции в аппарате с целью отвода тепла, выделяемого его рабочими узлами.
На установке депарафинизации получают средне-вязкое, вязкое, высоковязкое, смесевое, остаточное депарафинированное масло и, соответственно, выделяются нежелательные компоненты масел в виде гача-петролатума.
Депарафинированные масла являются промежуточными продуктами в процессе производства компонентов товарных масел.
В процессе депарафинизации остаточного и смесевого сырья получается петролатум, который используется топочного мазута.

Установка депарафинизации состоит из следующих отделений

-отделение кристаллизации;
-фильтровального отделения;
-отделения регенерации и осушки депарафинированного масла;
-отделение инертного газа;
-холодильного отделения.

Процесс депарафинизации рафинадов селективной очистки в растворе кетон-толуол

проводится в несколько последовательных операций.

1.2.1 Смешение сырья с растворителем для выделения твердых углеводородов из масляного
сырья.

Депарафинируемое сырье растворяют в смеси растворителей МЭК (ацетон) – толуол. Толуол в процессе депарафинизации является растворителем для масла и обеспечивает его полное растворение при температуре депарафинизации.
Ацетон или МЭК не растворяют твердые углеводороды и обеспечивают их осаждение.
Оптимальное состояние и кратность разбавления сырья растворителем выбирается с учетом промачиваемости смеси в системе охлаждения и степенью фильтруемости растворов.
Состав растворителя следующий

МЭК + ацетон – 30 – 70%
Толуол — 70 – 30 %

Общее количество растворителя в процессе депарафинизации составляет 300 – 400% (объемных) на сырье.

Термическая обработка сырья с растворителем

Смесь сырья с растворителем нагревается в паровом подогревателе до температуры
60 – 80 є С, при которой парафин и масло полностью растворяются в растворителе, образуя однородную массу (раствор).
При работе на дестилятном сырье термообработке подвергается сырье без растворителя.

Цель термообработки
-не оставить в растворе дополнительных центров кристаллизации (помимо зародышей);
-создать условия, обеспечивающие выделение из раствора небольшого количества
кристаллов.
После термической обработки смесь охлаждается водой, холодным фильтратом в регенеративных кристаллизаторах и аммиаком в аммиачных кристаллизаторах до температуры фильтрации.
Для достижения высокой скорости фильтрации и более полного отделения масла от парафиновых углеводородов смеси при охлаждении смеси сырья с растворителем получить крупные и качественные кристаллы. На размер и форму кристаллов влияют различные факторы природа и состав растворителя, методы разбавления сырья растворителем, скорость охлаждения.

Отделение твердых углеводородов от масла на вакуум-фильтрах.

После охлаждения сырья с растворителем, смесь поступает в непрерывно-действующий барабаны вакуум-фильтров, где происходит разделение смеси на фильтрат (масло-раствор) и парафиновую лепешку (парафин + растворитель + масло).
Скорость фильтрации на барабанах вакуум-фильтров составляет 80-100 кг/м2 в час по (сырью).

Процесс регенерации растворителя из раствора гача и раствора депарафинированного

масла.
Раствор масла и раствор гача после фильтровального отделения направляются соответственно в секции регенерации растворителя.
Поступающая на регенерацию смесь подогревается в теплообменнике, где используется тепло отходящих с блока регенерации продукта, в печи П-101/1,2, а затем в колоннах производится отгон растворителя из раствора масла и гача.
Откаченный растворитель из раствора масла в колоннах К-1, К-2, К-3 является сухим, из раствора гача в колоннах К-5, К-6 – влажным, т.к. вода, поступающая на установку с сырьем, выкристаллизовывается с гачем на фильтровальной ткани вакуум-фильтров. Остаточный растворитель из отпаренных колон регенерации К-4, К-7, К-8 является обводненным, т. к. в колонны подается водяной пар.
Депарафинированные масла направляются на блок осушки от влаги.
Гач, соответствующий по качеству утвержденным нормам, откачивается в парки производства №2 ЗПМ или ТП, НПЗ, а сконденсированный и охлажденный растворитель вновь направляется в систему.

Осушка депарафинированного масла от влаги

Регенерированное от растворителя депарафинированное масло направляется в колонну вакуумной осушки (Р=700 мм. рт. ст.) масла от воды – К-9.
Депарафинированное масло, соответствующее по качеству утвержденным нормам, откачивается в парк производства №2 ЗПМ.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Обоснование выбора темы дипломного проекта

Автоматизация производства (технологических процессов) приводит к улучшению основных показателей эффективности производства; увеличению количества, улучшению качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции.
Для этого необходимо использовать современные системы управления, обладающие расширенными функциональными возможностями. Возможность системы SIEMENS позволяет использовать ее для автоматизации технологических процессов малого и среднего масштаба.
В связи с этим я выбираю тему дипломного проекта «Автоматизация фильтровального отделения установки 39/2».
Основными направлениями в рамках темы дипломного проекта будут являться

а) автоматизация фильтровального отделения с применением микроконтроллера
SIEMENS;
б) описание технологического процесса с расстановкой оборудования КИП;
в) определение величины капитальных вложений на монтаже приборов КИП и А;

1.2 Общее описание блока

2-х ступенчатая схема фильтрации
Смесь сырья и растворителя из емкости Е-1самотеком через коллектор поступает
в вакуум-фильтры 1-й ступени фильтрации Ф-3, Ф-4, Ф-5, Ф-6 (параллельно через общий коллектор).
Уровень смеси сырья и растворителя в корытах вакуум-фильтров Ф-3, Ф-4, Ф-5, Ф-6 регулируется приборами LRC (поз.54, 55, 56, 57).
Клапаны типа «ВЗ» установлены на линиях входа смеси сырья и растворителя в корыто вакуум-фильтров; вторичные показывающие приборы установлены на щите в операторной.
В вакуум-фильтрах кристаллы твердых парафинов непрерывно удаляются из раствора в виде парафиновой лепешки, которая образуется в процессе фильтрации на поверхности фильтровальной ткани. В процессе фильтрации производится непрерывная промывка парафиновой лепешки охлажденной до температуры фильтрации -15 ч -30єС растворителем с целью полного извлечения масла из гача (петролатума).
На промывку парафиновой лепешки на фильтровальной ткани вращающегося барабана ВФ подается насосом Н-2(2а) из емкости Е-6 отделение регенерации сухой растворитель.
Промытая парафиновая лепешка отдувается с поверхности фильтровальной ткани инертным газом, который подается к распределительной головке вакуум-фильтра под давлением
0,2ч0,5 кгс/см2 . Лепешка парафина (гач петролатум) переваливается с барабана по ножу в желоб шнека. В шнек дополнительно подается сухой охлажденный растворитель с температурой -15 ч -30єС для разбавления гача (петролатума).
Сухой растворитель, подаваемый на ВФ, охлаждается последовательно фильтратом
в теплообменнике Т-12 и в кристаллизаторе Кр-11; аммиаком в кристаллизаторе Кр-13(14)
и холодильнике Т-27.
Количество сухого растворителя , подаваемого на холодную промывку парафиновой лепешки и в шнеке вакуум-фильтров регулируется соответствующими приборами FRC поз.128, 70. Клапаны типа «ВЗ» установлены на линиях подачи холодного растворителя на промывку лепешки в шнеке вакуум- фильтров.
Температура растворителя, на промывку вакуум-фильтров и в шнеке контролируется прибором поз. Ti-121 и измеряется TR поз. 7.
Раствор гача из шнеков вакуум-фильтров Ф-3, Ф-4 и Ф-5, Ф-6 поступает в емкости Е-3а и
Е-3б соответственно, из которых насосами Н-8 (Н-7а, Н-7) откачивается в емкость Е-1а, откуда раствор самотеком поступает в вакуум-фильтры Ф-1 и Ф-2 (параллельно) на вторую ступень фильтрации.
Уровень в вакуум-фильтрах Ф-1 и Ф-2 регулируется прибором LRC (поз.52, 53). Клапаны типа «ВЗ» установлены на линиях входа смеси гача I-ступени и растворителя в корыто вакуум-фильтров.
Уровень смеси сырья и растворителя в емкостях Е-1, Е-1а измеряется прибором LIRAH (поз.65, 65а), вторичные приборы установлены на щите в операторной. Предусмотрена световая и звуковая сигнализация достижения уровня в Е-1, Е-1а – 70%.
Раствор гача (петролатума) после второй ступени фильтрации поступает в емкость Е-3, от куда насосом Н-7а (Н-7б) откачивается на блок регенерации растворителя из раствора гача.
Уровень в емкостях раствора гача Е-3а, Е-3б, Е-3 измеряется приборами LRC
поз.240а, 240б, 240. Клапаны-регуляторы типа «ВЗ» установлены на выкиде насоса менее
3.8 кгс/см2.
Для снижения вязкости перекачиваемого раствора гача предусмотрена схема рециркуляции
Часть раствора гача из К-5 от насоса Н-9 (Н-9а) направляется в емкости Е-3, Е-3а, Е-3б и схема подачи теплого растворителя от Т-3 в приемный трубопровод из Е-3, Е-3а, Е-3б к насосам.
Фильтрат 1-й и 2-й ступени, состоящий из депарафинированного масла и растворителя, проходит внутрь трубок барабана вакуум-фильтров и выводится через нижнюю, среднюю и верхнюю вакуумные линии в емкости фильтрата Е-2, Е-2а, от куда насосом Н-4 (Н-4а, Н-5) откачивается двумя потоками в отделение кристаллизации
1-й поток в регенеративные кристаллизаторы 5, 4, 3, 2, 1.
2-й поток в регенеративные кристаллизаторы 10 и 11.
Для улучшения работы отделения регенерации, увеличение конечного разбавления или в случае брака депарафинированного масла по температуре застывания предусмотрена схема вывода фильтрата 2-й ступени в емкость Е-2а, от, куда насосом Н-5 (Н-4а, Н-4) откачивается в качестве промежуточного разбавления на вход кристаллизатора 6, 7, 8 или выход Кр-8 через клапан – редуктор расхода поз.129.
Уровень фильтрата в емкостях Е-2, Е-2а регулируется приборами LICAHL поз.47, 62 вторичные показывающие приборы установлены на щите в операторной. Клапан, регулирующий уровень в емкости Е-2, Е-2а типа «ВЗ» установлен на линии выхода насоса Н-4, Н-4а, Н-5. Предусмотрена световая и звуковая сигнализации при достижения уровней 10% и 70% в Е-2, Е-2а и блокировка на отключение насосов и их запуск при понижении давления на выкиде насоса менее 12,3 кгс/см2.

Теплая промывка вакуум-фильтров

Во время фильтрации происходит постепенное забивание фильтровальной ткани
вакуум-фильтров кристаллами парафина и льда, в результате чего происходит снижение скорости фильтрации. Поэтому фильтровальную ткань надо периодически промывать теплым растворителем. На период промывки вакуум-фильтры из работы выключаются. Теплая промывка вакуум-фильтров производится по схеме
Сухой растворитель из емкости Е-6 насосом Н-2а (Н-2) прокачивается через теплообменник Т-3, где подогревается до температуры 60ч70 є С, за счет тепла острого пара и через оросительные трубы подается на ткань барабана. Температура растворителя для теплой промывки вакуум-фильтров регулируется прибором TRC поз.25. Клапан типа «ВО» установлен на линии острого пара в Т-3.
Дренаж промывочного растворителя из вакуум-фильтров производится в емкость Е-9,
откуда растворитель откачивается насосом Н-1а (Н-20) в емкость Е-7а. Уровень в емкости
Е-9 измеряется уровнемером поз.151 LIAHL. Показания выводятся на щит в операторную. Предусмотрена световая и звуковая сигнализация при достижении предельных уровней в Е-9 70%, 10% и блокировка на отключение насоса Н-1а (Н-20) и его запуск при отсутствии перекачиваемой жидкости в корпусе насоса.
Теплая промывка вакуум-фильтра осуществляющего циклопрограму автоматической системы с использованием пневмоприводов арматуры.
Процесс автоматической и ручной теплой промывки вакуум-фильтров производится с использованием микропроцессорной системы.

Трубопроводы фильтровального отделения до вакуум-фильтров опресовать депарафинированным маслом. Корпуса вакуум-фильтров инертным газом.

1.3 Химические свойства процесса

Процесс депарафинизации рафинатов селективной очистки в растворе кетон-толуол проводится в несколько последовательных операций
а) Смешение сырья с растворителем для выделения твердых углеводородов из масляного сырья.
Депарафинированное сырье растворяют в смеси растворителей (кетон-толуол).
Толуол в процессе депарафинизации является растворителем для масла и обеспечивает его полное растворение при температуре депарафинизации, кетон не растворяет твердые углеводороды и обеспечивает их осаждение.
В процессе депарафинизации рекомендуется состав растворителя для низко застывающих депарафинизированных масел

Кетоны (МЭК, ацетон) 55 – 65%;
Толуол 35 – 45%;
МЭК + ацетон 30 – 70%;

б) Термическая обработка смеси сырья с растворителем
Цель

не оставлять в растворе дополнительных центров кристаллизации (помимо зародышей);
создать условия, обеспечивающие выделение из раствора небольшого числа зародышей кристаллов.

Сырье после термической обработки, или минуя ее, охлаждается водой, затем последовательно холодным фильтратом, аммиаком и этаном в кристаллизаторах до температуры фильтрации.
в) Отделение твердых углеводородов от масла в вакуум-фильтрах.
Разделение смеси на фильтрат (масло + растворитель) и парафиновую лепешку (парафин + растворитель). Скорость фильтрации на барабанных вакуум-фильтрах
— 40–60 кг/м2 час.
г) Процесс регенерации растворителя из раствора гача и раствора депарафинированного масла.
Поступая на регенерацию, смесь подогревается в теплообменниках, где используется тепло отходящих с блока регенерации продуктов и острого пара, а затем методом отпарки в колоннах производится разделение смеси на масло, гач и растворитель. Масло и гач требуемого качества откачивается в парк, а регенерированный растворитель вновь направляется в систему.

На установке применяется двойной растворитель – кетон (ацетон, МЭК) + толуол.
В качестве хладагентов применяются аммиак и этан.
При депарафинизации необходимо получать масляные углеводороды в живой фазе, а парафины и церезины – в твердой.

МЭК (метилэтилкетон).
Химическая формула CH3 – COCH2 – CH3.
Это предельный кетон жирного ряда, ближайший гомолог ацетона.
МЭК – бесцветная, легкоподвижная жидкость с приятным запахом. Растворим в воде, бензине, толуоле, спирте и эфире.

Толуол гомолог бензола.
CH CH
Химическая формула
CH C CH3

CH CH

Толуол — бесцветная, прозрачная, горящая коптящим пламенем жидкость характерного запаха.

Аммиак
Химическая формула – NH3.
Представляет собой бесцветный, горючий газ с характерным резким запахом.
Температура кипения минус 33.4є С
Температура затвердевания минус 77.7є С
Хорошо растворяется в воде. При 0є С один объем воды поглощает около 1200 объемов аммиака.

Этан
Химическая формула – С2 Н6
Представляет собой бесцветный горючий газ с характерным запахом
Температура кипения минус 88.69є С
Температура плавления минус 182.81є С

Инертный газ
Применяется для отдувки гачевой «лепешки» с барабанов вакуум-фильтров и для создания взрывоопасной газовой подушки во всех аппаратах, содержащих растворитель. Содержание кислорода в свежем инертном газе, поступающем на установку не должно превышать 0.5% объема. Содержание кислорода в циркулирующем инертном газе не должно превышать 6% объема.

1.4 Описание процесса с расстановкой оборудования КИП и А

Трехступенчатая схема фильтрации

С целью снижения содержания масла в гаче и увеличение отбора депарафинированного масла предусмотрена фильтрация сырья в три ступени.
Охлажденная смесь сырья и растворителя из кристаллизатора 12 поступает в емкость загрузки 1-й ступени фильтрации Е-1. Из Е-1 самотеком, параллельно через общий коллектор, смесь сырья и растворителя поступает в вакуум-фильтры Ф-4, Ф-5, Ф-6. В вакуум-фильтрах кристаллы твердых парафинов непрерывно удаляются из раствора сырья растворителем в виде парафиновой лепешки, которая образуется в процессе фильтрации на поверхности фильтровальной ткани. В процессе фильтрации производится непрерывная промывка парафиновой лепешки холодным растворителем с промывки подается насосом Н-2а (Н-2) из емкости Е-6, предварительно охлажденный фильтратом в теплообменнике Т-12, в кристаллизаторе Кр-11; аммиаком в кристаллизаторе Кр-13 и холодильника Т-27 до температуры –15 ч -30 є С.
Промытая парафиновая лепешка отдувается с поверхности фильтровальной ткани инертным газом под давлением 0.2 ч 0.5 кгс/см2, переваливается по ножу в желоб шнека где происходит дополнительное разбавление гача холодным растворителем из Т-27 при температуре фильтрации.
Раствор гача из шнеков вакуум-фильтров Ф-4, Ф-5, Ф-6 поступает в емкость Е-3б, из которой насосом Н-8 (Н-7) откачивается в емкость загрузки второй ступени фильтрации Е-1а. Из Е-1а самотеком раствор гача поступает в вакуум-фильтры Ф-1, Ф-2. Производится непрерывная промывка парафиновой лепешки холодным растворителем из Т-27 и дополнительное разбавление гача растворителем.
Раствор гача с растворителем поступает из вакуум-фильтров Ф-1, Ф-2 в емкости гача второй ступени Е-3, из которой насосом Н-7б (Н-7а) откачивается в емкость загрузки 3-й ступени фильтрации Е-1б. Из Е-1б самотеком раствор гача поступает в вакуум-фильтр Ф-3 холодным растворителем из Т-27. Раствор гача 3-й ступени из Е-3а насосом Н-7 (Н-7а) откачивается на блок регенерации.
Уровень раствора гача в емкости загрузки 3-й ступени фильтрации Е-1б измеряется прибором LIRAH поз.65б. предусмотрена световая и звуковая сигнализация достижения уровня в Е-1б – 70%
Фильтрат 1, 2, 3 ступени, состоящий из депарафинированного масла и растворителя, проходит внутрь трубок барабана вакуум-фильтра и выводится через нижнюю, среднюю и верхнюю вакуумные линии от распределительной головки вакуум-фильтра в емкости фильтрата Е-2, Е-2а насосом Н-4 (Н-4а, Н-5) откачивается двумя насосами
1 поток в регенеративные кристаллизаторы сырья 5, 4, 3, 2, 1.
2 поток в регенеративные кристаллизаторы растворителя № 10, 11.

Промывка лепешки гача или ткани барабанов вакуум-фильтров 1, 2, 3 ступеней осуществляется холодным, сухим растворителем из Т-27. Количество растворителя измеряется прибором FRC поз. 128. Клапан установлен на трубопроводе подачи растворителя в шнеки вакуум-фильтров. В шнеки вакуум-фильтров 1, 2, 3 ступени и промывку вакуум-фильтров 1 и 2 ступеней предусмотрена подача растворителя после
Кр-11(13) с t = -2 є C, -5 є C.
Расход теплого растворителя измеряется прибором FRC поз. 70. Клапан установлен на трубопроводе растворителя на промывку и в шнеки из Кр-11 (Кр-13).
Предусмотрена схема откачки фильтрата из Е-2а насосом Н-4 (Н-4а, 5) в качестве промывочного разбавления на вход в кристаллизаторы Кр-6, Кр-7, Кр-8 и выход кристаллизатора Кр-8; фильтрата 3-й ступени из Е-2б насосом Н-12 (Н-13) через клапан регулятор расхода FRC поз. 46а в шнеке вакуум-фильтров Ф-4, Ф-5, Ф-6, 1-й ступени с коррекцией по уровню в Е-2б.
Клапан типа «ВЗ» установлен на выкиде насоса Н-12 (Н-13).
Уровень фильтрата в емкости Е-2б регулируется прибором LRCAHL поз. 46, вторичный показывающий прибор установлен на щите в операторной. Предусмотрена световая и звуковая сигнализации при достижении уровней 10%, 70% в Е-2б.
Предусмотрена схема вывода фильтрата 3-й ступени совместно с фильтратом 1, 2 ступени на отделении регенерации депарафинированного масла.

1.5 Горячая промывка вакуум-фильтров

При работе установки на рафинате II и III погона в течении смены необходимо производить промывку не менее 4-м фильтрам. Время теплой промывки 30 минут.

Для проведения горячей промывки необходимо проделать следующие операции.

а) Закрыть задвижку на линии сырья в вакуум-фильтре, подлежащего промывке.
б) Отфильтровать сырье, находящееся в корпусе вакуум-фильтра до прекращения
образования лепешки на барабане.
в) Прекратить подачу растворителя холодной промывки на барабане вакуум-фильтра.
г) Закрыть задвижки на коллекторе от линии вакуум-фильтра в Е-2, на линии в емкость
Е-2а, на линии в Е-2б.
д) Сдренировать жидкость из корыта вакуум-фильтра в сборник теплой промывки в Е-9.
ж) Закрыть задвижку в емкость Е-3, Е-3а, Е-3б.
з) Открыть задвижку теплого растворителя от насоса Н-2а (Н-2). Растворитель от Н-2
подогревается в паровом подогревателе Т-3 и с температурой 60 ч 70 є С подается на
барабан вакуум-фильтра.
и) Как только линия дренажа начнет оттаивать, закрыть задвижку на линии дренажа в Е-9.
к) Открыть задвижку на линии от коллектора вакуум-фильтра в сборник теплой промывки
Е-9. Прикрыть верхний и средний вакуум, нижний закрыть.
л) Закрыть задвижку на линии питания инертного газа в емкость Е-9.
м) Открыть задвижку на линии воздуха в Е-9 и взять емкость Е-9 под вакуум.
н) Промывку производят до начала откачивания пеленгов верхнего и среднего вакуума.
о) Закрыть задвижку на линии верхнего и среднего вакуума.
п) Закрыть задвижку на линии подачи горячего и теплого растворителя к вакуум-фильтрам.
р) Закрыть задвижку на линии вакуума в Е-9 и открыть задвижку на линии питания
инертным газом Е-9.
с) Открыть задвижку на линии дренажа из корыта вакуум-фильтра в емкость Е-9 и
сдренировать продукт из корыта.
т) Открыть задвижку на линии холодного растворителя к вакуум-фильтру и охладить
вакуум-фильтр до заданной температуры.
у) Закрыть задвижку на линии дренажа из корыта вакуум-фильтра в емкость Е-9.
ф) При горячей промывке вакуум-фильтра следить за уровнем продукта в емкости Е-9.
Промывочный продукт из емкости Е-9 постоянно откачивать насосом Н-1а (Н-20) в
емкость Е-7а.
х) Барабан вакуум-фильтра должен вращаться в течении всего периода горячей
промывки.
ч) Циркуляция инертного газа внутри корпуса вакуум-фильтра не должен прерываться.
щ) Горячая промывка вакуум-фильтра производится согласно технического регламента.

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Расчет регулирующего пневматического клапана
на линии подачи растворителя
Исходные данные

— среда растворитель

максимальный расход Qmax 34.443 м3/ч
минимальный расход Qmin 23.332 м3/ч
внутренний диаметр трубопровода D20 200
давление до клапана Р1 8 кгс/м3
давление после клапана Р2 4.8 кгс/м3
температура среды до клапана t 90єC
плотность среды p 18.35 кгс/м3
тип клапана НО

Расчет

а) Определяем расход жидкости, проходящий через клапан по формуле

, (2.1.1)

где — перепад давления на клапане, кгс/см2;
– плотность жидкости, кг/м3;
с – коэффициент расхода, учитывающий прохождение жидкости с удельным весом
1 при кгс/см2 через клапан определенной конфигурации с определенным условным диаметром.

б) Определяем коэффициент С, соответствующий максимальному и минимальному
расходу жидкости по формуле (2.1.1).

в) По значению Сmax из таблицы выбираем Стабл и диаметр условного прохода клапана

Таблица 2.1 – коэффициент пропускной способности
регулирующих клапанов

Dy, мм
25ч30нж. 25ч32нж 25с36нж. 25с38нж. 25с40нж. 25с42нж. 25с48нж. 25с50нж. 25с52нж. 25с54нж. 25нж36нж. 25нж38нж. 25нж40нж. 25нж42нж. 25нж48нж. 25нж50нж. 25нж58нж. 25нж54нж. 25нж14нж. 25нж16нж
СИУ ряда 363
К. КР. КЯ. КРЯ
МКС. МКРС
КРВД1
25ч5. 25ч7
ПОУ706

6
—
—
—
—
—
—
0,25

10
—
—
—
—
—
1,3
1,5

15
4; 6,3
—
5
—
—
3,2
—

20
6,3; 10
—
8
—
—
5
—

25
10; 16
3,2; 5; 8
14
4; 6,3; 10
—
8
—

32
16; 25
—
—
—
—
13
—

40
25; 40
—
32
—
23,5
20
—

50
40; 63
12; 20; 32
50
25; 40
—
32
—

60
—
—
—
—
50
—
—

65
63; 100
—
—
—
—
50
—

70
—
—
—
—
60
—
—

80
100; 160
32; 50; 80
—
60; 100
—
80
—

90
—
—
—
—
108
—
—

100
160; 250
—
—
160
—
130
—

125
250; 400
—
—
—
168
—
—

150
400; 630
—
—
400
—
—
—

200
630; 1000
—
—
—
—
—
—

250
1000; 1600
—
—
—
—
—
—

300
1600; 2500
—
—
—
—
—
—

Таблица 2.2 — Размеры пневматических регулирующих клапанов

усл. в мм.
15
20
25
40
50
70
80
100
150

С=Q/
5.0
8.0
14
32
50
80
100
210
425

Таблица 2.3 — Допустимые перепады давления

Тип клапана
Dy, мм
Р, кгс/см2

Жидкость
газ

Стальной
менее 80
не более 25 до 15
не более 25 до 15

не менее 80
не более 15 до 10
не более 12 до 15

Чугунный
менее 80
не более 16
не более 16

не менее 80
не более 10
не более 12

По значению Сmaxвыбираем Стабл.=210 Dусл.=100

г) Рассчитываем процентный максимальный и минимальный ход штока клапана

, (2.1.2)

, (2.1.3)

д) Проверка расчета процентного максимального и минимального хода штока клапана

%max<90% %min>10%

%57.9<90% %85.6>10%

Проверка

Dусл. 100 ≤ D20 , (2.1.4)
100 =100

Расчет выполнен правильно, согласно таблице выбираем клапан с Ду=100мм. марки 25с25нж с пропускной способностью 210 типа, НО без ребристой рубашки.

Расчет регулирующего пневматического клапана на линии острого пара

Исходные данные

— измеряемое вещество острый пар
— максимальный расход, Qv max ,м3/ч 60
— минимальный расход, Qv min , м3/ч 50
— внутренний диаметр трубопровода, D20 , мм 200
— давление до клапана, Р1, кгс/см2 5
— давление после клапана, Р2, кгс/см2 3
— температура измеряемого вещества, t, є С 100
— плотность вещества, , кг/м3 0.720
— тип клапана НО

Расчет
Для пара расход выражается приведенным к нормальному состоянию, т.е.760мм. рт. ст и равен

, (2.1.5)

где t – температура острого пара є С;
— вес единицы объема пара в нормальном состоянии, кг/м3;
— коэффициент сжимаемости.

, (2.1.6)

, (2.1.7)

Из формулы (1) выражаем Сmax и Сmin

, (2.1.8)

, (2.1.9)

По таблице по Сmax выбираем Стаб , а по Стаб выбираем Dусл

Стаб=5.0 Dусл=15мм

Проверка расчета

, (2.1.10)

, (2.1.11)

Проверка диапазона условного прохода фланца

, (2.1.12)
15<100 По таблице (2) выбираем марку клапана 25нж48нж клапан регулирующий, корпус и седла из нержавеющей стали на Ру=64кгс/см2 без ребристой рубашки. Расчет сужающего устройства на жидкость
гач из Е-3

РАСХОДОМЕР
Переменного перепада давления со специальным сужающим устройством

ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗМЕРЯЕМОЙ СРЕДЫ

Измеряемая среда – ЖИДКОСТЬ

(заполнить)

Температура, є С ………………………………………………………………. – 30.0
Избыточное давление, кгс/см2 ………………………………………………… 7.7000
Барометрическое давление, мм. рт. ст ………………………………………… 751.0
Абсолютное давление, кгс/см2 ………………………………………………… 8.7210
Плотность при рабочих условиях, кг/м3 ……………………………………… 900.0
Предельная абсолютная погрешность определения плотности, кгс/см3 …… 0.5000
Динамическая вязкость при рабочих условиях, Па. с ……………………….. 0.0791
Предельная относительная погрешность определения динамической вязкости,

проц …………………………………………………………………………………. 0.1

ХАРАКТЕРИСТИКА СУЖАЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

Сужающее устройство – Диафрагма с коническим входом
**********************************************************************

*Диаметр отверстия при температуре 20 град. Цельс., мм *…………………. 35.250
**********************************************************************

Диаметр отверстия при рабочей температуре, мм …………………………….. 35.224
Смещение оси отверстия относительно оси трубопровода, мм. ……………… 0.00
Максимально допустимое значение смещения оси отверстия относительно оси трубопровода, мм. ………………………………………………………………… 2.75
Максимально допустимая толщина диска, мм. …………………………………. 9.99
Минимально допустимая толщина диска, мм. ………………………………….. 4.14
Относительная площадь отверстия ………………………………………………. 0.1242
Минимальное допустимое число Рейнольдса …………………………………… 84
Коэффициент расхода ………………………………………………………….. 0.7635
Материал – 12Х18Н10Т
Глубина скоса при температуре 20 єС, мм. …………………………………… 3.41
Угол входа, град ………………………………………………………………… 41
Длина цилиндрической части отверстия, мм …………………………………. 0.740
Поправочный множитель на тепловое расширение материала при рабочей температуре ………………………………………………………………………… 0.9993

ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБОПРОВОДА

Внутренний диаметр перед сужающим устройством при температуре 20 є С, мм. 100.00
Внутренний диаметр перед сужающим устройством при рабочей

температуре, мм. ……………………………………………………………………. 99.948

Абсолютная эквивалентная шероховатость стенок, мм. ………………………….. 0.10
Граничная абсолютная эквивалентная шероховатость стенок, мм. ……………… 0.118
Материал – сталь 20
Поправочный множитель на тепловое расширение материала

при рабочей температуре ………………………………………………………………… 0.9995

ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО УЧАСТКА

4.1. Первое ближайшее к сужающему устройству (против потока) местное
местное сопротивление – ЗАДВИЖКА
4.2. Длина прямого участка трубопровода между первым и вторым местным
сопротивлением, мм. …………………………………………………………………. 1100

Второе местное сопротивление – ГРУППА КОЛЕН В ОДНОЙ ПЛОСКОСТИ
Длина прямого участка трубопровода между первым и вторым местными сопротивлениями, мм. ………………………………………………………………… 100
Внутренний диаметр трубопровода на участке между первым и вторым

местными сопротивлениями, мм. …………………………………………………….. 100.00
4.6. Длина прямого участка трубопровода между сужающим устройством и ближайшим
после него местным сопротивлением, мм. …………………………………………… 1400

ХАРАКТЕРИСТИКИ ДИФМАНОМЕТРА

5.1. Дифманометр — (модель – заполнить)
5.2. Дифманометр – показывающий (или без отсчетных устройств)

Класс точности дифманометра ……………………………………………………….. 1.00
Градуировочная характеристика дифманометра – Линейная
Вторичный прибор – Самопишущий с электрическим или пневматическим приводом ленточной диаграммы
Класс точности вторичного прибора ………………………………………………… 1.00
Градуировочная характеристика вторичного прибора – Линейная
Комплект (Дифманометр совместно с вторичным прибором) – Самопишущий с электрическим и пневматическим приводом ленточной диаграммы.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕРМОМЕТРА

6.1. Термометр – Самопишущий с электрическим или пневматическим приводом
ленточной диаграммы
6.2. Класс точности …………………………………………………………………………. 1.35

Диапазон шкалы измерений, є С ………………………………………………………. 150
Гильза термометра установлена после сужающего устройства
Расстояние до сужающего устройства, мм …………………………………………… 700

КОМПЛЕКСНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАСХОДОМЕРА

7.1. Верхний предел измеряемого расхода, м3/час ………………………………………… 25.0
7.2. Максимальный измеряемый расход, м3/час …………………………………………… 25.00

Минимальный измеряемый расход, м3/час ……………………………………………. 7.501
Перепад давления на сужающем устройстве при верхнем предельном измеряемом расходе, кгс/м2 …………………………………………………………………………… 4000
Потери давления на сужающем устройстве при верхнем предельном измеряемом

расходе, кгс/м2 …………………………………………………………………………… 3296
7.6. Число Рейнольдса при минимальном измеряемом расходе ………………………….. 302

Число Рейнольдса при верхнем предельном измеряемом расходе …………………… 1007

ПОГРЕШНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА

8.1. Средняя квадратичная относительная погрешность
(в дальнейшем погрешность) определения коэффициента расхода, % ……………… 1.00
8.2. Погрешность определения температуры измеряемой среды, % ……………………… 0.52

в том числе

8.2.1. Погрешность измерения температуры, % ……………………………………………. 0.42
8.2.2. Погрешность результата планометрирования диаграммы, % ………………………. 0.25
8.2.3. Погрешность хода диаграммы, проц ………………………………………………….. 0.18

Погрешность определения плотности измеряемой среды, % …………………………. 0.03
Погрешность определения динамической вязкости, % ………………………………… 0.05
Постоянные составляющие погрешности вторичного прибора

8.5.1.Погрешность результата планиметрирования диаграммы, % ……………………….. 0.25
8.5.2. Погрешность хода диаграммы, % ……………………………………………………… 0.18

Погрешности, зависящие от относительной величины измеряемого расхода

При 100% расходе

Погрешность дифманометра, % ……………………………………………………… 0.77
Предельная погрешность измерения расхода, % ……………………………………. 2.23

При 70% расходе

Погрешность дифманометра, % ……………………………………………………… 1.47
Предельная погрешность измерения расхода, % …………………………………… 2.56

При 50% расходе

Погрешность дифманометра, % ……………………………………………………… 2.84
Предельная погрешность измерения расхода, % …………………………………… 3.53

При 40% расходе

Погрешность дифманометра, % ……………………………………………………… 4.43
Предельная погрешность измерения расхода, % …………………………………… 4.90

При 30% расходе

Погрешность дифманометра, % ……………………………………………………… 7.86
Предельная погрешность измерения расхода, % …………………………………… 8.14

ВНИМАНИЕ!!! При расходе менее 40% предельная относительная погрешность измерения расхода превышает 5%
********************************************************************************
* Внимание пользователя ! *
* Допускается представление расчета на ведомственную поверку расходомера *
********************************************************************************

3 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА

3.1 Монтаж и эксплуатация средств автоматизации

Производство монтажных работ
Общие требования

Монтаж систем автоматизации должен производится в соответствии с рабочей документацией с учетом требований предприятий – изготовителей приборов, средств автоматизации, агрегатных и вычислительных комплексов, предусмотренных техническими условиями или инструкциями по эксплуатации этого оборудования.
Работы по монтажу следует выполнять индустриальным методом с использованием средств малой механизации, механизированного и электрифицированного инструмента и приспособлений, сокращающих применение ручного труда.

Работы по монтажу систем автоматизации должны осуществляться в две стадии (этапа)

На первой стадии следует выполнять заготовку монтажных конструкций, узлов и блоков, элементов электропроводок и их укрупнительную сборку вне зоны монтажа; проверку наличия закладных конструкций, проемов, отверстий в строительных конструкциях и элементах зданий, закладных конструкций и отборных устройств на технологическом оборудовании и трубопроводах, наличия заземляющей сети; закладку в сооружаемые фундаменты, стены, полы и перекрытия труб и глухих коробов для скрытых проводок; разметку трасс и установку опорных и несущих конструкций для электрических и трубных проводок, исполнительных механизмов, приборов.
На второй стадии необходимо выполнять прокладку трубных и электрических проводок по установленным конструкциям, установку щитов, стативов, пультов, приборов и средств автоматизации, подключение к ним трубных и электрических проводок, индивидуальные испытания.
Смонтированные приборы и средства автоматизации электрической ветви Государственной системы приборов (ГСП), щиты и пульты, конструкции, электрические и трубные проводки, подлежащие заземлению согласно рабочей документации, должны быть присоединены к контуру заземления. При наличии требований предприятий – изготовителей средства агрегатных и вычислительных комплексов должны быть присоединены к контуру заземления. При наличии требований предприятий – изготовителей средства агрегатных и вычислительных комплексов должны быть присоединены к контуру специального заземления.

Приборы и средства автоматизации

В монтаж должны приниматься приборы и средства автоматизации, проверенные с оформлением соответствующих протоколов.

В целях обеспечения сохранности приборов и оборудования от поломки, разукомплектования и хищения монтаж их должен выполняться после письменного разрешения генподрядчика (заказчика).

Проверка приборов и средств автоматизации производится заказчиком или привлекаемыми им специализированными организациями, выполняющими работы по наладке приборов и средств автоматизации методами, принятыми в этих организациях, с учетом требований инструкций Госстандарта и предприятий – изготовителей.
Приборы и средства автоматизации, принимаемые в монтаж после проверки, должны быть подготовлены для доставки к месту монтажа. Подвижные системы должны быть арретированы, присоединительные устройства защищены от попадания в них влаги, грязи и пыли.

Вместе с приборами и средствами автоматизации должны быть переданы монтажной организации специальные инструменты, принадлежности и крепежные детали, входящие в их комплект, необходимые при монтаже.

Размещение приборов и средств автоматизации и их взаимное расположение должны производится по рабочей документации. Их монтаж должен обеспечить точность измерений, свободный доступ к приборам и их запорным и настроечным устройствам (кранам, вентилям, переключателям, рукояткам настройки и т.п.).
В местах установки приборов и средств автоматизации, малодоступных для монтажа и эксплуатационного обслуживания, должно быть до начала монтажа закончено сооружение лестниц колодцев и площадок в соответствии с рабочей документацией.
Приборы и средства автоматизации должны устанавливаться при температуре окружающего воздуха и относительной влажности, оговоренных в

монтажно-эксплуатационных инструкциях предприятий-изготовителей.

Присоединение к приборам внешних трубных проводок должно осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 25164 – 82 и ГОСТ 10434 – 82, ГОСТ 25154 – 82, ГОСТ 25705 – 83, ГОСТ 19104 – 79 и ГОСТ 23517 – 79.
Крепление приборов и средств автоматизации к металлическим конструкциям (щитам, стативам, стендам и т.п.) должно осуществляться способами, предусмотренными конструкцией приборов и средств автоматизации и деталями, входящими в их комплект. Если в комплект отдельных приборов и средств автоматизации крепежные детали не входят, то они должны быть закреплены нормализованными крепежными изделиями.

При наличии вибраций в местах установки приборов резьбовые крепежные детали должны иметь приспособления, исключающие самопроизвольное их отвинчивание (пружинные шайбы, контргайки, шплинты и т.п.).

Отверстия приборов и средств автоматизации, предназначенные для присоединения трубных и электрических проводок, должны оставаться заглушенными до момента подключения проводок.
Корпуса приборов и средств автоматизации должны быть заземлены в соответствии с требованиями инструкций предприятий-изготовителей и СНиП 3.05.06-85.
Чувствительные элементы жидкостных термометров, термосигнализаторов, манометрических термометров, преобразователей термоэлектрических (термопар), термопреобразователей сопротивления должны, как правило, располагаться в центре потока измеряемой среды. При давлении свыше 6 МПа (60 кгс/см2) и скорости потока пара 40 м/с и воды 5 м/с глубина погружения чувствительных элементов в измеряемую среду (от внутренней стенки трубопровода) должна быть не более 135мм.
Рабочие части поверхностных преобразователей термоэлектрических (термопар) и термопреобразователей сопротивления должны плотно прилегать к контролируемой поверхности.

Перед установкой этих приборов место соприкосновения их с трубопроводами и оборудованием должно быть очищено от окалины и зачищено до металлического блеска.

Преобразователи термоэлектрические (термопары) в фарфоровой арматуре допускается погружать в зону высоких температур на длину фарфоровой защитной трубки.
Термометры, у которых защитные чехлы изготовлены из разных металлов, должны погружаться в измеряемую среду на глубину не более указанной в паспорте предприятия – изготовителя.
Не допускается прокладка капилляров манометрических термометров по поверхностям, температура которых выше или ниже температуры окружающего воздуха.

При необходимости прокладки капилляров в местах с горячими или холодными поверхностями между последними и капилляром должны быть воздушные зазоры, предохраняющие капилляр от нагревания или охлаждения, или должна быть проложена соответствующая теплоизоляция.
По всей длине прокладки капилляры манометрических термометров должны быть
защищены от механических повреждений.
При лишней длине капилляр должен быть свернут в бухту диаметром не менее 300мм;
бухта должна быть перевязана в трех местах неметаллическими перевязками и надежно
закреплена у прибора.

Приборы для измерения давления пара или жидкости по возможности должны быть установлены на одном уровне с местом отбора давления; если это требование невыполнимо, рабочей документацией должна быть определена постоянная поправка к показаниям прибора.
Жидкостные U – образные манометры устанавливаются строго вертикально. Жидкость, заполняющая манометр, должна быть не загрязнена и не должна содержать воздушных пузырьков.

Пружинные манометры (вакуумметры) должны устанавливаться в вертикальном положении.

Разделительные сосуды устанавливаются согласно нормалям или рабочим чертежам проекта, как правило, вблизи мест отбора импульсов. Разделительные сосуды должны устанавливаться так, чтобы контрольные отверстия сосудов располагались на одном уровне и могли легко обслуживаться эксплуатационным персоналом.
При пьезометрическом измерении уровня открытый конец измерительной трубки должен быть установлен ниже минимального измеряемого уровня. Давление газа или воздуха в измерительной трубке должно обеспечить проход газа (воздуха) через трубку при максимальном уровне жидкости. Расход газа или воздуха в пьезометрических уровнемерах должен быть отрегулирован на величину, обеспечивающую покрытие всех потерь, утечек и требуемое быстродействие системы измерения.
Монтаж приборов для физико-химического анализа и их отборных устройств должен производиться в строгом соответствии с требованиями инструкций предприятий – изготовителей приборов.
При установках показывающих и регистрирующих приборов на стене или на стойках, крепящихся к полу, шкала, диаграмма, запорная арматура, органы настройки и контроля пневматических и других датчиков должны находится на высоте 1 – 1.7м, а органы управления запорной арматурой – в одной плоскости со шкалой прибора.
Монтаж агрегатных и вычислительных комплексов АСУ ТП должен осуществляться по технической документации предприятий-изготовителей.
Все приборы и средства автоматизации, устанавливаемые или встраиваемые в технологические аппараты и трубопроводы (сужающие и отборные устройства, счетчики, ротаметры, поплавки уровнемеров, регуляторы прямого действия и т.п.), должны быть установлены в соответствии с рабочей документацией и с требованиями, указанными в обязательном приложении 5.

Эксплуатация приборов и средств автоматизации

В процессе эксплуатации приборов происходит частичная потеря работоспособности средств измерений и автоматизации, вызванная как длительностью их эксплуатации, так и воздействием окружающих и измеряемых сред. Для обеспечения безотказной работы средств измерений (далее по тексту –СИ) и автоматизации, восстановления их ресурса требуется проведение технического обслуживания.
Техническое обслуживание – это комплекс операций по поддержанию работоспособности и исправности СИ, автоматизации и средств автоматизации и схем СБ и ПАЗ. Осуществляется прибористами КИП и А на технологических установках ОАО «НОРСИ».
Руководящими материалами для проведения технической эксплуатации приборов являются

Закон № 811 от 27 апреля 1993 г. «Об обеспечении единства измерений»;
Приказ № 325 от 1.11.99. «Об изменении продолжительности межремонтных циклов средствам КИП и А технологических установок»;
Инструкции заводов-изготовителей;
Правила эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП);
Правила устройства электроустановок (ПУЭ);
Настоящая инструкция.

3.2 Выполнение графика текущего и капитального ремонта

Графики текущего и капитального ремонта

Проводятся следующие виды обслуживания и планового ремонта

Текущий ремонт
Капитальный ремонт

Текущий ремонт

Текущий ремонт – ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности средств измерений (средств автоматизации) и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.
В процессе текущего ремонта должна производиться замена и восстановление деталей и сборочных единиц, имеющих наименьшие показатели долговечности, а также деталей и сборочных единиц, остаточный ресурс которых не обеспечивает безотказную работу средств измерений (средств автоматизации) до следующего планового ремонта.

Капитальный ремонт – ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного (или близкого к полному) восстановление ресурса средств измерений
(средств автоматизации) с заменой или восстановлением любых частей, включая базовые с последующей поверкой.

При капитальном ремонте средств измерений может осуществляться их модернизация.
Модернизация – это устранение морального износа.
Моральным износом называется уменьшение стоимости действующих средств измерений (средств автоматизации)под влиянием технического процесса.
Различают два вида морального износа первый – утрата действующими средствами измерений (средствами автоматизации) стоимости по мере того, как воспроизводство средств измерений (средств автоматизации) такой же конструкции становится дешевле;
второй – обесценивание действующих средств измерений (средств автоматизации) вследствие появления средств измерений (средств автоматизации) такого же назначения, но имеющих более высокие показатели.
Трудоемкость капитальных и текущих ремонтов зависит от конструкции и технического состояния средств измерений.

График текущего ремонта на май 2001г. Место установки 39/2

Прибор
Период
Позиция
Шкала (перепад) градуировки
Заводской номер
Дата текущего ремонта
Отм. о Вып.

Вид измерения измерение уровня

0066108 Преобразователь давления с токовым выходом 41105
12 155
155
II
810418502
1.04.01

0969587 Вторичный прибор ПВ 4.4 Э
12
552
0ч100 II
3757
1.04.01
V

0065960 Уровнемер буйковый УБ-ПВ
12
560
0ч100 II
3922
1.11.01

Вид измерения измерения физ-хим состава и свойств вещества

0076348 сигнализатор до взрывных концентраций СТМ-10
12 Q-1

II
7643
1.07.01

0067787 сигнализатор до взрывных концентраций ЩИТ-2
С-4 12
С-4
5-50% НПВII
5598
1.08.01
V

Вид измерения схема сигнализации и блокировок

0066139 Электропневмопрео-бразователь ПР1.5
12
297
0.2ч1кгс/см2 II
87-1909
1.01.01

ПОЛОЖЕНИЕ
о планово – предупредительном ремонте исполнительных пневматических механизмов систем автоматического регулирования, эксплуатирующихся
ОАО «НОРСИ»

Исполнительными пневматическими механизмами в системах автоматического регулирования являются регулирующие и отсечные клапана, которые непосредственно воздействуют на технологический процесс в соответствии с командной информацией, поступающей от регулятора или устройства дистанционного управления.
На исполнительные пневматические мембранные механизмы (далее ИМ) распространяются следующие виды обслуживания и планового ремонта

межремонтное обслуживание;
текущий ремонт;
капитальный ремонт.

Ремонты исполнительных механизмов проводятся во время текущих и капитальных ремонтов технологических установок.
На каждый исполнительный механизм, находящийся в эксплуатации, составляется паспорт (см. приложение №1).

Межремонтное обслуживание

Межремонтное обслуживание необходимо для бесперебойной и надежной работы исполнительных механизмов. Оно направлено на предупреждение отказов в работе исполнительных механизмов и улучшения их работы.
Межремонтное обслуживание проводится в соответствии с техническим описанием и инструкций по эксплуатации на исполнительный механизм.
В объем межремонтного обслуживания ИМ входит

внешний осмотр;
добавление смазки в сальниковое устройство;
проверка и регулировка хода штока;
проверка работы позиционера;
устранение пропусков нефтепродукта;
устранение мелких неисправностей.

Межремонтное обслуживание исполнительных пневматических механизмов осуществляется слесарем КИП или прибористом, закрепленном за одним или группой технологический объектов ежедневно.

Текущий ремонт

2.1. При текущем ремонте производится частичная разборка, проверка прилегания плунжера
и седел, замена вышедших из строя деталей, добавление (или замена) сальниковой
набивки, а также предусматривается устранение мелких дефектов и неисправностей
возникающих в процессе работы и препятствующих нормальной эксплуатации
исполнительных механизмов.

2.2. Текущий ремонт проводится на технологическом объекте или в цехе КИП со снятием
исполнительного механизма с технологической линии.
Исполнительный механизм, поступающий в ремонт, должен быть освобожден от
нефтепродукта, пропарен, промыт водой, очищен от грязи.
2.3. После проведения ремонта осуществляется проверка работоспособности и
герметичности исполнительного механизма с отметкой в паспорте о проведенном
ремонте и проверке с росписью исполнителя и указания даты.
В отдельных случаях разрешается проводить текущий ремонт исполнительного
механизма на технологической установке без демонтажа. В этом случае исполнительный
механизм выводится в ремонт с соблюдением требований безопасности, газовой и
пожарной безопасности.
Проверка на герметичность и прочность ИМ в таком случае производится совместно с
трубопроводом.
Если при проведении текущего ремонта будет установлена необходимость проведения
капитального ремонта исполнительного механизма, то ему производится капитальный
ремонт в ремонтной мастерской цеха №36 с соответствующей отметке в паспорте.
2.4. Текущий ремонт ИМ на технологической установке проводится слесарем КИП и А или
прибористом эксплуатационного участка по графику планово-предупредительного
ремонта средств измерений, составляемого начальником участка КИП и А (мастером) по
эксплуатации с записью в паспорте на исполнительный механизм.

Капитальный ремонт

3.1. При капитальном ремонте ИМ, который осуществляется в ремонтных мастерских цеха
КИП, производится полная разборка, замена или восстановление всех изношенных
деталей и узлов исполнительного механизма и позиционера.

По окончании капитального ремонта проводится проверка исполнительного механизма

внешний осмотр;
проверка герметичности МИМа;
проверка и регулировка хода штока клапана;
опрессовка исполнительного механизма на давление не Р < 1.25 рабочего;
определение протечки через клапан при закрытом затворе.

После проведенных работ исполнитель делает запись в паспорте и заполняет
соответствующие графы, указывает выполненные операции ремонта и проверки,
ставит дату и расписывается.
Для проверки качества проведенного ремонта при испытаниях, исполнительный
механизм предъявляется исполнителем начальнику (мастеру) участка по ремонту
запорной арматуры и исполнительных механизмов.
Если результаты проверки удовлетворяют предъявленным требованиям, начальник
(мастер) участка делает отметку в паспорте с указанием даты и росписью. При
необходимости проводится продление технического ресурса.
Только в этом случае исполнительный механизм допускается к дальнейшей
эксплуатации.

3.2. При проведении ремонта исполнительных механизмов на технологической установке
начальник эксплуатационного участка КИП и А (мастер) передает подготовленные
технологической службой к ремонту исполнительные механизмы начальнику (мастеру)
участка по ремонту запорной арматуры и регулирующих механизмов цеха №36 по
позициям с паспортами, который организует безопасное проведение ремонтных работ
согласно правил техники безопасности, пожарной и газовой безопасности.
После проведения испытаний и ремонта заполняется паспорт на исполнительный
механизм согласно (Приложения 1).

Приложение №1

ОАО «НОРСИ»

ПАСПОРТ

на клапан, регулирующий с пневматическим мембранным приводом стальной (чугунный) фланцевый, смонтированный на установке

Позиция №

На линии

Тип Ду Исполнение НО/НЗ

Дата изготовления

Дата включения в работу

Структура ремонтного цикла

Интервал между капитальными ремонтами

Ход штока, мм

Основная допускаемая погрешность

Начальник участка КИП

Дата ревизии или ремонта
Кто проводил ревизию, ремонт
Перечень выполняемых работ и замененных деталей Состояние клапана
Результаты проверки, испытаний
Подпись исполнителя

1
2
3
4
5

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

4.1 Проведение поверки на контроллер SIEMENS

Внешний осмотр
При внешнем осмотре контроллера (модуля) устанавливают

наличие свидетельства о предыдущей поверке;
соответствие комплектности ИК контроллера технической документации;
наличие необходимых надписей на лицевой панели контроллера.

Не допускают к дальнейшей проверке модуля, у которых обнаружено

неудовлетворительное крепление разъёмов;
грубые механические повреждения наружных частей, органов регулирования и управления и прочие повреждения.

Изоляция гальванически развязанных цепей относительно корпуса должна выдерживать в течении одной минуты испытательное напряжение переменного тока с частотой 50Гц с действующим значением
2200В — для цепей с номинальным напряжением от 150 — 300 В;
1300В — для цепей с номинальным напряжением от 100 — 150В;
700В — для цепей с номинальным напряжением от 50 — 100В;
350В — для цепей с номинальным напряжением от 0 — 50 В.
Электрическое сопротивление изоляции между гальванически развязанными цепями и между этими цепями и корпусом должно быть не менее 20МОм.
Опробование контроллеров производиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации путём выполнения тестов, предусмотренных программным обеспечением контролеров. Допускается совмещать опробование с процедурой проверки основной погрешности.
Проверка основной погрешности ИК модулей преобразования сигналов напряжения, силы постоянного тока и сопротивления постоянному току в значение кода.
Проверку погрешности проводят в следующей последовательности;

подсоединяют к соответствующим входам ИК модуля калибратор напряжения или тока, либо магазин сопротивлений по схеме, приведённой в Инструкции по эксплуатации контроллера и соответствующей схеме подключения первичного измерительного преобразователя (2-х, 3-х или 4-х проводной);
на вход канала подают сигнал Xi, указанный в столбце 2 таблицы 5.1;
считывают показание канала Yi с дисплея терминала и записывают его в соответствующую строку столбца 3 таблицы 5.1;
если выполняется хотя бы одно из неравенств

Yi <= Yki1; Yi >=Yki2,
где Yki1, Yki2 – допускаемые границы показаний в значениях кода, погрешность в проверяемой точке Xi превышает предел допускаемых значений и в столбце 6 таблицы 5.1 записывают заключение «БРАК», «ГОДЕН» и выполняют указанные выше действия для следующей проверяемой точки.
Пределы измерения, В/мА/Ом от Xb до Xh.
Пределы погрешности Dр, в % от диапазона измерения.

4.2 Расчет измерительного канала

Измерительный канал измерительной системы – это последовательное соединение каналов комплексных компонентов, выполняюшее законченную функцию от восприятия измеряемой величины до получения результата её измерения, выражаемого числом или соответствующим кодом.

Расчёт составляющих погрешностей измерения.
Исходная информация.

Наиболее важные параметры.
Параметры, не относящиеся к наиболее важным.

Предварительное суммирование составляющих погрешности измерений.

Выделение существенных погрешностей.
Определение причин неточности расчёта существенных составляющих погрешности.
Получение дополнительной информации для более точного расчёта существенных составляющих погрешности.
Существенные составляющие погрешностей.
Расчёт существенных составляющих погрешности по уточнённой информации.
Суммирование составляющих погрешности измерений.
Оценка характеристики погрешности измерений.

Рисунок 5.1 Алгоритм оценки погрешности измерений.

Расчетные формулы

а) Граница составляющей относительной погрешности, вызванной основной погрешностью
средства измерения

где — предел абсолютной основной погрешности;
— предел приведенной погрешности;
— номинальное значение измеряемого параметра;
— верхнее и нижнее значение в тех же единицах.

б) Относительная погрешность оценки относительной погрешности

для сигнализирующих и блокировочных параметров

где — предел допускаемого значения относительной погрешности без учета знака
принимается равным 1.5%;
— оценка границы относительной погрешности измерений

для регулируемых и контролируемых параметров

в) способы суммирования границ, составляющий относительных погрешностей измерения

при последовательном соединении

где К=1 – для не особо важных параметров
К=1.2 – для важных параметров

при параллельном соединении

где — погрешность ветвей в количестве, m;
— погрешность общей части схемы.

а) Измерительный канал позиция 2

1.1
1.2
1.3

Рисунок 4.1 – канал измерения температуры

Таблица 4.1.1 – Характеристики приборов

№ п.п.
Наименование компонента Измерительного канала
Погрешность
Измерительный диапазон

1.1
Преобразователь термоэлектрический ТХК
2.5є С
0 — 1100є С

1.2
Провод компенсационный ПТГВ — ХК
2.5є С
0 — 1100є С

1.3
Преобразователь APU — 0313
0.1%
— 100 +100mV

1.4
Барьер искробезопасный пассивный
—
—

1.5
Контроллер фирмы SIMENS
0.01
4 – 20mA

1.6
Влияние температуры
0.1
0 — 1100є С

1.7
Влияние установки нуля
0.1
0 — 1100є С

1.8
Влияние установки настройки
0.13
0 — 1100є С

1.9
Влияние статического давления
0.12
0 — 1100є С

1.10
Напряжение питания
0.002
0 — 1100є С

а) Найдем составляющие погрешности измерения

б) Произведем предварительное суммирование

С учетом ряда класса точности, имеем
в) Выделяем существующие составляющие измерения
Для этого определяем 20% от квадрата оценки погрешности и сравним эту величину с квадратом составляющего погрешность измерения 20%=0.007
Соберем дополнительную информацию об условиях эксплуатации средств измерений и изменим погрешность существенной составляющей. Уменьшим диапазон измерения
(150є С — 900є С).

6 ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИИ

6.1 Классификация помещений по взрывоопасности

Общие правила
Взрывобезопасности для взрывопожароопасных
химических, нефтехимических
и нефтеперерабатывающих
производств

Персонал, связанный с эксплуатацией опасных производственных объектов, а также персонал газоспасательных и аварийных служб должен проходить профессиональный отбор с обязательным медицинским освидетельствованием и психологическом тестированием на профессиональную пригодность по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.
Для каждой технологической системы должны предусматриваться меры по максимальному снижению взрывобезопасности технологических блоков, входящих в нее
Предотвращение взрывов и пожаров внутри технологического оборудования;
Защита технологического оборудования от разрушения и максимальное ограничение выбросов из него горючих веществ в атмосферу при аварийной разгерметизации;
Исключения возможных взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок;
Снижение тяжести последствий взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок.

Технологические установки (оборудование, трубопроводы, аппараты, технологические линии и т. п.), в которых при отклонении от регламентированного режима проведения технологического процесса возможно образование взрывопожароопасных смесей, обеспечиваются системами подачи в них инертных газов, флегматизирующих добавок или другими техническими средствами, предотвращающими образование взрывоопасных смесей или возможность их взрыва при наличии источника инициирования. Управление системами подачи инертных газов и флегматизирующих добавок осуществляется дистанционно (вручную или автоматически) в зависимости от особенностей проведения технологического процесса.
Для производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категорий взрывоопасности, предусматривается автоматическое управление подачей инертных сред;
для производств с технологическими блоками III категории – управление дистанционное, не автоматическое, а при Q3≤10 допускается ручное управление по месту.
Для систем противоаварийной автоматической защиты объектов, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категорий взрывоопасности, предусматривается применение микропроцессорной и вычислительной техники, а для объектов с блоками III категории взрывоопасности достаточно применение микропроцессорной техники.
Для производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категорий взрывоопасности, разрабатываются специальные меры

размещение технологического оборудования в специальных взрывозащитных конструкциях;
оснащение производства автоматизированными системами управления и противоаварийной защиты с применением микропроцессорной техники, обеспечивающей автоматическое регулирование процесса и безаварийную остановку производства по специальным программам, определяющим последовательность и время выполнения операций отключения при аварийных выбросах, а также снижение или исключение возможности ошибочных действий производственного персонала при ведении процесса, пуске и остановке производства и другие меры..

Производства, имеющие в своем составе технологические блоки III категории взрывоопасности, оснащаются системами автоматического (с применением вычислительной техники или без нее) регулирования, средствами контроля параметров, значения которых определяют взрывоопасность процесса, эффективными быстродействующими системами, обеспечивающими приведение технологических параметров к регламентированным значениям или к остановке процесса.
Для технологических блоков, имеющих Qв≤10, допускается применение ручного регулирования при автоматическом контроле параметров, значения которых определяют взрывоопасность процесса.
Для максимального снижения выбросов в окружающую среду горючих и взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации системы предусматривается
Для технологических блоков I категории взрывоопасности – установка автоматических быстродействующих запорных и (или) отсекающих устройств с дистанционном управлением и временем срабатывания не более120с;

для блоков с относительным значением энергетического потенциала Qв≤10 допускается установка запорных устройств с ручным приводом; при этом предусматривается минимальное время приведения их в действие за счет рационального размещения ( максимального допустимого приближения к рабочему месту оператора), но не более300с.
при этом должны быть обеспечены условия безопасного отсечения потоков и исключены гидравлические удары.

Для технологических блоков всех категорий взрывоопасности и (или) отдельных аппаратов, в которых обращаются взрывопожароопасные продукты, предусматриваются системы аварийного освобождения, которые комплектуются запорными быстродействующими устройствами.
Системы аварийного освобождения технологических блоков I-II категорий взрывоопасности обеспечиваются запорными устройствами с автоматически управляемыми приводами, для III категории допускается применение средств с ручным приводом, размещаемым в безопасном месте, и минимальным регламентированным временем срабатывания.
В процессах, в которых при отклонении от заданных технологических режимов возможно попадание взрывопожароопасных продуктов в линию подачи инертов, на последней устанавливается обратный клапан.

Сепаратор оснащается приборами контроля уровня, сигнализацией по максимальному уровню и средствами автоматизации, обеспечивающими удаление жидкости из него при достижении регламентированного уровня, блокировками отключения компрессора при превышении предельно допустимого значения уровня.

Перемещение сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей методом передавливания осуществляется с помощью инертных газов; для сжиженных газов (СГ) допускается их передавливание собственной газовой фазой, а для легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ) при соответствующем обосновании – горючими газами.
Перемещение твердых горючих материалов должно осуществляться способами, исключающими образование взрывоопасных смесей внутри оборудования и коммуникаций.
Температура наружных поверхностей оборудования и (или) кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, быть не более 45єС внутри помещений и 60єС на наружных установках.

Оборудование, выведенное из действующей технологической системы, должно быть демонтировано, если оно расположено в одном помещении с технологическими блоками I и (или) Iiкатегорий взрывоопасности, во всех остальных случаях оно должно быть изолировано от действующих систем.
Работы по монтажу, наладке, ремонту, регулировке и испытанию систем контроля, управления и ПАЗ, связи и оповещение должны исключать искрообразование. На проведение таких работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведение работ.

Объект (блок, установка), ремонт которого закончен, принимается по акту комиссией и допускается к эксплуатации после тщательной проверки сборки технологической схемы, снятие заглушек, испытание систем на герметичность, проверки работоспособности систем сигнализации, управления и ПАЗ, эффективности и времени срабатывания междублочных отключающих (отсекающих) устройств.

Техника безопасности при монтаже наладке и эксплуатации средств автоматизации

Персонал, обслуживающий установку, обеспечивается спецодеждой, костюмами, рукавицами, ботинками в соответствии с ГОСТ 12.4.103 – 83. В холодное время, рабочие обеспечиваются утепленной спецодеждой. Спецодежда не должна иметь свободных концов во избежание захвата их вращающимися деталями машин, ботинки должны быть с медными гвоздями и подковами во избежание искрообразования. Все операции при обслуживании печей должны проводится в очках со светофильтром.
Нахождение работающих на территории установки разрешается только в защитных касках с целью защиты головы от внезапного падения предметов с высоты.
При работе с реагентами (щелочь, концентрированная сода), необходимо применять защитные очки по ГОСТ 12.4.001 – 80, резиновые перчатки, фартуки.
При производстве газоопасных работ на установках, пользуются индивидуальными фильтрующими шланговыми противогазами в соответствии с ГОСТ 12.4.034 – 85.
Фильтрующие противогазы применяются тогда, когда концентрация вредных паров и газов не превышает 0.5% объемных и содержание кислорода в воздухе не ниже 18%.
Санитарно-гигиенические характеристики производственного процесса на установке определяются выделением в атмосферу веществ наркотического действия при разделении суспензии, а так же газы HS, являются сильным ядом.

Основные признаки опасности

применение высокого напряжения;
наличие токсичных веществ;
наличие острого пара с температурой ≥151є С;
наличие высокого давления;
наличие паров бензина, керосина, аэрозоли, сероводорода, аммиака, фенола и др.

а) Основные требования необходимые для безопасной эксплуатации приборов КИП и А

к установке и эксплуатации разрешаются только те приборы, которые прошли проверку работоспособности и калибровку;
монтаж приборов осуществляется согласно ПУЭ и паспортов самих приборов;
на НПЗ все электрические приборы устанавливаются через искробезопасные барьеры, а в местах с повышенной взрыво-пожароопасностью – во взрывозащищенных корпусах;
все приборы, щиты и приборные шкафы должны быть подключены к системе заземления согласно ПУЭ;
должен осуществляться постоянный контроль за работой приборов КИП, состоянием средств сигнализации, регистрирующими органами приборов.

а) Техника безопасности при работе с высоким напряжением

Действие электрического тока на организм человека.
При прохождении электрического тока через организм человека происходит термическое, электрическое, механическое и биологическое действие.
Меры безопасности

токоведущие части электрооборудования должны быть ограждены;
изолируют токоведущие части или делают их недоступными;
применяют устройства малого напряжения.

Электрические защитные средства

Коллективные

защитное заземление;
защитное зануление;
ограждающее устройство;
изолирующее покрытие;
устройство дистанционного управления;
предохранительное устройство;
автоматическое отключение.

Индивидуальные

резиновые перчатки;
предохранительный пояс;
резиновый коврик;
знаки безопасности.

Все электрические приборы должны соответствовать ГОСТ 12.2.020 – 76 по взрывоопасности оборудования.

Противопожарная безопасность и промсанитария

Таблица 6.1 — предельно – допустимые концентрации паров и газов в воздухе
производственных помещений и пределы взрываемости

Наименование вещества
Предельно-допустимая концентрация, %

Ацетон
2.6 – 12.2

Метилэтилкетон
1.8 – 9.5

Бензол
1.1 – 6.8

Толуол
0.92 – 5.0

Этан
2.9 – 15.0

Аммиак
15.5 – 27.0

Таблица 6.2 – взрывоопасная и пожарная опасность, санитарная характеристика
производственных зданий, помещений установки 39/2

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок
Категория взрывоопасной и пожароопасной опасности помещений и зданий ОНТП–24–86

Наружная территория
В – Iг

Насосная
B – Ia

Фильтровальное отделение
B – Ia

Вакуум компрессорная
B – Ia

Вентиляционная камера
H/B

Аммиачная компрессорная
B – Iб

Отделение кристаллизации
B – Iб

Этановая компрессорная
B – Ia

Операторная
H/B

Вредные выбросы и отходы

Контроль воздушной среды производственных помещений и
в рабочих залах наружных установок

Для определения загрязнения воздушной среды и своевременного устранения причин загрязнения существует система контроля по ее санитарной оценке, а так же для определения возможности проведения работ повышенной опасности (огневых, газоопасных);
В местах возможного выделения и скопления вредных газов, паров, пыли, установлены автоматические газоанализаторы с сигнализирующими устройствами;
Сигнализаторы довзрывоопасных и предельно-допустимых концентраций должны быть сблокированы с аварийной вентиляцией;
При срабатывании сигнализатора необходимо вызвать представителей ВГСО, сообщить руководству и принять меры к выяснению причин и ликвидации утечки;
Отбор проб для анализа воздушной среды на содержание вредных веществ должны производится при обязательном присутствии начальника смены или старшего оператора;
Результаты анализов, превышающих ПДК и о месте пропуска нефтепродукта, немедленно сообщается старшему оператору, начальнику установки, участка, цеха. При обнаружении опасных концентраций – руководству завода, а в ночное время диспетчеру завода, объединения;
Начальник цеха, установки, смены должен принять срочные меры по устранению причин создаваемых загазованность и обеспечению безопасных условий труда в этих местах. После ликвидации причин, загазованности в обязательном порядке производится повторный отбор и анализ пробы на содержание вредных веществ с отражением результатов анализа в указанных журналах.

Техника безопасности при эксплуатации автоматизации на

установке

Инструкция по ТБ №2
По газобезопасности

I Общие правила

1 Нефть и большинство продуктов из нефти, растворители и химические реагенты при
соответствующих условиях выделяют пары и газы, оказывающие вредное действие на
организм человека, а при повышении концентрации вызывают острые отравления.
2 Нефть и нефтепродукты в основном проникают в организм через органы дыхания. Жидкие
продукты, особенно бензин, бензол, толуол, пароконденсат, фенол керосин и другие могут
проникать через кожный покров, т.к. они хорошо растворяют жиры.
3 Некоторые газы и пары, такие как сероводород, сернистый ангидрид, пары бензина и
другие тяжелее воздуха.
Они стелятся по низу, заполняя все низкие места и углубления, колодцы, ямы, траншеи,
лотки, но в случаях, когда указанные газы и пары имеют температуру выше, чем
окружающий воздух, они могут подниматься вверх и скапливаться в верхних зонах
помещений и закрытых местах.
4 Отравление нефтепродуктами возможно только при определенной концентрации вредных
веществ в воздухе. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредных веществ в воздухе
рабочей зоны – концентрации, которые при повседневной работе (кроме выходных дней)
работе в течении 8-ми часов или другой продолжительности, но не более 41часа в неделю,
в течении всего рабочего времени (стажа) не могут вызвать заболеваний или отклонений в
состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами исследований, в процессе
работы или в отдельные сроки жизни настоящего и последующего поколений.
5 Верхний и нижний пределы взрываемости – соответственно максимальная и минимальная
концентрация горючих газов, паров, ЛВЖ, пыли в воздухе, выше или ниже которых взрыва
не произойдет даже при возникновении источника инициированного взрыва.
6 В целях предупреждения отравлений вреднодействующими парами и газами, каждый
работник АО «НОРСИ» должен знать свойства вредных паров и газов, их действие на
организм человека, признаки отравления, соблюдать правила работы в газоопасных местах,
уметь использовать газо-защитные средства.

Свойства паров и газов, их вредное действие
на организм человека и признаки отравления

— Сероводород (H2S) – бесцветный газ, имеющий в слабых концентрациях характерный запах тухлых яиц. В высоких помещениях, запах не ощущается. Легко растворим в воде, плотность (по воздуху) 1.19 Температура самовоспламенения 246є С.
Сероводород сильный нервный газ (яд), вызывающий смерть в результате остановки дыхания. Главный путь поступления в организм человека через дыхательные пути, возможно всасывание через кожу.
Признаки отравления резь в глазах, светобоязнь, головная боль, головокружение, насморк, усталость, стеснение в груди, тошнота. При остром отравлении – судороги, удушье, потеря сознания.
— Сернистый ангидрид (SO2) – бесцветный негорючий газ с резким запахом, плотностью (по воздуху) 2.20 легко растворяется в воде с образованием сернистой кислоты.
Сернистый ангидрид является сильно – ядовитым газом. Отравление происходит через дыхательные пути. Раздражающее действие объясняется поглощением сернистого ангидрида внешней поверхностью слизистых оболочек и образованием сернистой кислоты.
Признаки отравления хрипота, приступ сухого кашля, жжение и боли в горле, груди, отдышка. В тяжелых случаях отравление возможна потеря сознания и смерть.
— Оксид углерода (СО2) (угарный газ) – бесцветный газ, без запаха и вкуса. Плотность (по воздуху) 0.097. Оксид углерода слабо растворим в воде, смесь двух объемов оксида углерода и одного объема кислорода взрывается при попадании огня.
— Оксид углерода – ядовитый газ, попадая в организм человека, соединяется с гемоглобином в крови, мешая его способности, соединятся с кислородом воздуха. При вдыхании наибольших концентраций тяжесть и ощущение сдавливаемости головы, сильная боль во лбу и висках, головокружение, шум в ушах, чувство слабости, учащение пульса, тошнота, рвота, отравление (СО2) вызывает поражение центральной нервной системы.

Хлор (Ce2) – зеленовато — желтый газ с характерным запахом «колющим». Плотность

(по воздуху) 2.4 хорошо растворим в воде. В воздухе не горит и не взрывается, но при содержании в хлоре 5-ти объемных % водорода газовая смесь взрывоопасна.
Хлор ядовитый газ
Признаки отравления резь в глазах, жжение в носу и глотке, чувство стеснения и боли в груди и подложечной области, сухой и мучительный кашель, иногда рвота, учащенное дыхание, замедление пульса, в легких появляется хрип, отравление вызывает отек легких. Воздействие высоких концентраций хлора может привести к смерти.
Пострадавший задыхается, лицо синеет, он мечется, делает попытку бежать, но падает, сознание теряется.
Отравление хлором в производственных условиях происходит в результате вдыхания газа.
— Аммиак (NH3) – бесцветный газ с удушливым резким запахом, почти вдвое легче воздуха, образуя в нем взрывоопасную смесь, хорошо растворяется в воде с образованием щелочной среды.
Признаки отравления раздражение глаз, слизистой оболочки глаз, носа, слезотечение, легкая тошнота, головная боль.
При больших концентрациях удушье, сильные приступы кашля, рвота, сильное возбуждение, отек гортани, легких. При попадании на кожу вызывает раздражение образование пузырей.
— Ацетон (CH3COOH), Метилэтилкетон (МЭК) – бесцветная, летучая, легковоспламеняющаяся жидкость. Пары этих веществ в два раза тяжелее воздуха, действуют на человека как наркотик, поражающая все отделы центральной нервной системы. Отравления в производственных условиях происходи т путем вдыхания паров. При легком отравлении наблюдается состояние опьянения, головная боль, головокружения, тошнота, рвота, кашель, слезотечение. Длительное вдыхание небольших концентраций ацетона или МЭК может привести к хроническому отравлению. Ацетон – наркотик, последовательно поражающий все отделы центральной нервной системы.
— Инертный газ – без запаха и цвета, химически мало активен, при применении под давлением – наркотик, относится к числу вреднодействующих газов за счет наличия за счет наличия в нем оксида углерода. Кроме того, инертный газ опасен тем, что при заполнении им помещений, ям или емкостного оборудования происходит снижение процентного содержания кислорода в атмосфере.
— Бензол (C6 H6) – бесцветная, летучая, легковоспламеняющаяся жидкость с ароматным запахом. Пары бензола в 2.7 раза тяжелее воздуха. Бензол токсичен. Высокая концентрация бензола действует на центральную нервную систему. Жидкий бензол, раздражает кожу. В производственных условиях отравление происходит при дыхании паров бензола. При легком отравлении наблюдается недомогание, тошнота, кровоточивость десен. При острых отравлениях – общая слабость, возбуждение, головная боль, головокружение, рвота. Дыхание в начальной стадии учащено, затем замедлено, пульс учащен, в тяжелых случаях судороги и потеря сознания.

Таблица 6.3.1– таблица пределов взрываемости вещества

№
Наименование Вещества
ПДКмг/м3
Пределы взрываемости
0.5% объемн г/м3
20% объем от НПВ г/м3

нижний
Верхний

% объем
г/м3
% объем
г/м3

1
Бензол
15
1.43
49.8
8.0
279
17.4
9.96

2
Ацетон
200
2.7
70
13
337
12.9
14.0

3
Фенол
0.3
1.52
63.8
8.76
368
21.0
12.7

4
Сернистый ангидрид
10

5
Аммиак
20
15
114
28
212.8
3.8
22.8

6
Хлор
1

ЛИТЕРАТУРА

ГОСТ 21 404 «Автоматизация технологических процессов. Условные графические обозначения».
СНиП 305.07-85 «Автоматизация технологических процессов. Основные положения».
ГОСТ 2105-95 «Оформление текстовых документов».
ГОСТ 8.401-80 «Государственная система обеспечения единства измерений. Классы точности средств измерений. Общие требования.»
ГОСТ 8.508-84 «Метрологические характеристики средств измерений и точностные характеристики средств автоматизации».
МИ 2.438-97 «Системы измерительные. Метрологическое обеспечения. Основные положения».
Голубятников В.А., Шувалов В.В. Автоматизация производственных процессов в химической промышленности Учебн. для техникумов – 2-е изд., перераб. и доп. – М. Химия, 1985-352 с., ил.
Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Изд. 2-е, пер. Л., «Химия», 1977.
Тимашова Б.А., Леонов С.т. Сборник задач по экономике, организации и планированию производства на предприятиях нефтехимической промышленности. М. Химия. 1984-192 с.
Малышев Ю.М., Брюгеман А.Ф. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтехимической промышленности. М. Химия. 1990-368 с.
СниП IV-6-82. Строительные нормы и правила. Часть IV. Сборник 11. Приборы и средства автоматизации и вычислительной техники. М. Стройиздат. 1983-82 с.
Сборник цен на приборы КИП и А (по данным базы комплектации АО НОРСИ).
ЕН и Р. Сборник Е32. Монтаж контрольно — измерительных приборов и средств автоматизации. Госстрой СССР.-М. Прейскуранттиздат, 1988.-88 с.

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 СПЕЦИФИКАЦИЯ ПРИБОРОВ КИП и А

Наименование
Тип
Единицы измерения
Кол-во

1 Микроконтроллер фирмы SIMENS
SIMENS
шт.
1

2 Датчик контроля по уровню, давлению и расходу
ABB – 504
шт.
26

3 Сигнализатор уровня жидкости
СУЖ
шт.
3

4 Преобразователь Е/Е
APU
шт.
6

ТАБЛИЦА 5.1.1 – Спецификация приборов КИП и А

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ ПРОСТОЯ ОБОРУДОВАНИЯ

НА РЕМОНТЕ

Время простоя оборудования на капитальном и текущем ремонтах рассчитывается по действующим нормам для нефтеперерабатывающих предприятий. Поэтому будем использовать СНиП «Нормы времени на ремонт КИП и А нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Все расчеты сводим в таблицу 5.1.2.

Таблица 5.1.2 – Время простоя оборудования на капитальном и текущих ремонтах

Наименование
Единицы измерения
Кол.
Нвр. на ремонт
Время простоя

Капитальный ремонт
Текущий ремонт
Капитальном ремонте
Текущем ремонте

Микроконтроллер фирмы SIMENS
шт.
1
8
–
8
–

Датчик контроля по уровню, давлению и расходу
шт.
26
12
–
312
–

Сигнализатор уровня жидкости
шт.
3
0.87
1.22
2.61
3.66

Преобразователь Е/Е
шт.
6
7.6
–
45.6
–

Расчет годовой потребности приборов КИП электроэнергии и сжатого воздуха

Годовая потребность оборудования в электроэнергии рассчитывается по формуле

, (5.3.1)
где Np – норма расхода электроэнергии в единицу времени, Квт/ч;
ФРВ – фонд рабочего времени, ч;
поб — количество единиц оборудования.

ФРВ рассчитывается по формуле

, (5.3.2)

где Ткап – время простоя оборудования на капитальном ремонте, ч;
Ттек – время простоя оборудования на текущем ремонте, ч

Рассчитываем фонд рабочего времени по видам оборудования. Расчет сводим в таблицу 5.3.1.

Таблица 5.3.1 – ФРВ по видам оборудования

№
Наименование
Единицы измерения
Кол.
ФРВ

1
Микроконтроллер фирмы SIMENS
шт.
1
8752

2
Датчик контроля по уровню, давлению и расходу
шт.
26
8448

3
Сигнализатор уровня жидкости
шт.
3
8753

4
Преобразователь Е/Е
шт.
6
8714

Определяем годовую потребность в электроэнергии на блоке вакуум – фильтров установки 39/2. Расчет сводим в таблицу 5.3.2.

Таблица 5.3.2 – годовая потребность в электроэнергии

№
Наименование
Единицы измерения
Кол.
ФРД
Норма расхода, Квт/ч
Годовая потребность, кВт/ч

1
Микроконтроллер фирмы SIMENS
шт.
1
8752
0.08
700.16

2
Датчик контроля по уровню, давлению и расходу
шт.
26
8448
0.05
10982

3
Преобразователь Е/Е
шт.
6
8714
0.015
784

Итого

12466

Стоимость электроэнергии потребляемой электроприборами за год рассчитывается по формуле

, (5.3.3)

где Ргод – годовая потребность в электроэнергии, кВт/ч
Цопт – оптовая цена электроэнергии за 1кВт/ч по данным базового предприятия
равна 0.27руб.

руб

Определяем годовую потребность в сжатом воздухе на блоке вакуум-фильтров установки 39/2. Расчеты сводим в таблицу 5.3.3.

5.4 РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА ПРИОБРЕТЕНИЕ ПРИБОРОВ КИП
и А

Суммарные затраты на приобретение приборов рассчитываются по формуле

Сраб. = Сед. · n , (5.6)

где Сед.- стоимость прибора в рублях;
n — количество однотипных приборов в штуках.

Таблица 5.4.1 – расчет затрат на приобретение приборов КИП и А

Наименование
Количество
Стоимость

единицы в рублях
всего

1. SIMENS
1
100000
100000

2. ABB — 504
26
60000
1560000

3. СУЖ
3
3200
9600

5. APU
6
15000
90000

Итого

1759600

Стоимость годовых амортизационных отчислений на оборудование рассчитывается по действующим нормам амортизационных отчислений и составляет 13.5% от стоимости основных производственных фондов и определяется по формуле

, (5.7)

где Фn- первоначальная стоимость основных производственных фондов;

Na — норматив амортизационных отчислений по данным АО НОРСИ
составляет 13.5%

Фn = Ссм.ст-ть + Сприб; (5.8)

Фn = 781 + 1759600 = 1760381 руб.

5.5 РАСЧЕТ СМЕТЫ НА МОНТАЖ ПРИБОРОВ КИП и А

Смета-это документ, в котором определяются затраты на монтаж приборов.
Для расчета суммарных затрат принимаются данные спецификации и нормативы на монтажные работы, взятые из СН и П IV-6-82 сборник 11
“Приборы средства автоматизации и вычислительной техники”.
В связи с тем, что сборник был издан в 1983 году, необходимо учесть уровень изменения цен и применить К1= 1.455, коэффициент пересчета, отражающий перевод цен 1983 года в цены 1991 года, и К2 = 8.5, коэффициент инфляции, отражающий изменение уровня цен.

Сметная стоимость определяется по формуле

См. ст-ть = C/C + ПН , (5.1)

где С/C-себестоимость производства работ, руб.
ПН-плановые накопления, руб.

См. ст-ть = 714 + 67.36 = 781.36 руб.

Себестоимость производства работ определяется по формуле

С/C = ПЗ + НР , (5.2)

где ПЗ — минимальные затраты на производство единицы продукции, руб.
НР — накладные расходы, руб.

С/С = 714 + 128 = 842 руб.

Накладные расходы — это затраты, вызывающие удорожание монтажных
работ и неучтенные в СН и Пе. Они включают в себя затраты на подвозку
рабочих к месту производственных работ; заработную плату административно-
управленческого персонала и т.д.

Накладные расходы рассчитывают по формуле

, (5.3)

Плановые накопления представляют собой величину плановой прибыли,
определяется по формуле

, (5.4)

Прямые затраты рассчитываются на основе сборника 11 и включают в себя

ПЗ = Зосн. + Эм. + Зэк. см.+ М; (5.5)

где З осн — основная заработная плата рабочих на монтаже, руб.

Э м — эксплуатация машин и механизмов, применяемых при монтаже
приборов, руб.
З эк.см. — заработная плата рабочих на эксплуатации машин и механизмов,
руб.
М — материальные ресурсы, необходимые для монтажа приборов.

5.6 Расчет численности рабочих на монтаже КИП и А

Расчет необходимого количества рабочих проводится на основании данных по трудоемкости работ из локальной сметы.
Трудоемкость работ, необходимой для монтажа КИП составляет 216чел./час
Численность рабочих определяется по формуле

, (5.6.1)

где Тр – трудоемкость работ, чел/час
Драб – дни работы
Кв.н.в – коэффициент выполнения нормы выработки

Профессиональный и квалифицированный состав рабочих определяется на основании сборника ЕН и Р «Единицы нормы и расценки на монтаж КИП и А» (Е32).
Квалифицированный состав рабочих сводим в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 – квалифицированный состав рабочих

№
Наименование
Тарифный разряд
Количество

1 2
Монтажник Приборист
5 6
1 1

2

Расчет фонда заработной платы

Фонд заработной платы рабочих, занятых на монтаже КИП и А, складывается из основной и дополнительной заработной платы.
Фонд основной заработной платы рассчитывается по формуле

, (5.7.1)

руб

руб

где ЗПтар – тарифная заработная плата, руб;
Пр – сумма премии, руб.

руб

руб

руб

руб

Премия рассчитывается по формуле

, (5.7.2)

руб

Тарифная заработная плата рассчитывается на основании данных ЕТКС по АО «НОРСИ».
Расчет сводим в таблицу 5.7.1.

Таблица 5.7.1 – Фонд заработной платы рабочих на монтаже КИП и А

№
Наименование профессии
Кол
Тариф разряд
Время работы
ЧТС Руб/ч
ФЗП

Основная зарплата
Доп З/п
всего

тариф
премия
итого

1
Монтажник
1
5
46.5
10.905
501
300
801
80
881

2
Приборист
1
6
46.5
17.74
816
489
1305
130.5
1435

Время работы одного рабочего на монтаже рассчитывается по формуле

, (4.7.3)

где Тр – общая трудоемкость по локальной смете, чел/час;
Нраб – численность рабочих на монтаже.

чел/час

Расчет капитальных вложений на монтаже КИП и А

Капитальные вложения представляют собой затраты необходимые для приобретения монтажа приборов КИП и А и рассчитывается по формуле

,

где Цоб – стоимость приборов, р;
Цмонт – затраты на монтаж приборов принимаются равными из сметной стоимости
работы (таблица 5.5.1);
Птр – расходы по транспортировке приняты в размере 10% от стоимости
оборудования.

,

руб

Технико–экономические показатели проекта

Таблица 5.9.1 – Технико-экономические показатели проекта

Наименование
Единицы измерения
Кол-во

Стоимость приборов
руб.
1759600

Амортизационные отчисления
руб.
237651

Затраты на монтаж
руб.
781.36

Количество рабочих на монтаже
руб.
2

Общий фонд заработной платы
руб.
2316

Количество вложений
руб.
1936341.36

Таблица 5.5.1 — Смета на монтаж приборов КИП и А

Обоснование
Наименование и характеристика работ и оборудования
Единицы измерения
Количество
Затраты на единицу работ, р.
Трудоемкость единицы работ, ч-ч.
Затраты всего, р.
Трудоемкость общая, ч-ч.

§11-206-3
Сигнализатор уровня жидкости НПО
шт.
3
4.33
4.12
0.01
–
0.2
7
12.99
12.36
0.03
–
0.6
21

§11-510-19
Микроконтроллер фирмы SIMENS
шт.
1
24.7
24.2
0.07
0.02
0.43
41
24.7
24.2
0.07
0.02
0.43
41

§11-19-1
Датчик контроля по уровню, давлению и расходу
шт.
26
0.31
0.3
–
–
0.01
0.5
8.06
7.8
–
–
0.26
13

§11-6-4
Преобразователь температуры электрический
шт.
6
2.01
1.97
–
–
0.04
3
12.06
11.82
–
–
0.24
18

Итого

57.81
56.18
0.1
0.02
1.53
93

Итого К1,К2

714
694
1.2
0.24
19

НР

128

С/С

842

ПН

67

См.ст-ть

781.36