· недостаточное освещение рабочего места;

· значительная высота рабочего места от пола;

· острые кромки, заусенцы инструментов и оборудования;

· химически опасные и вредные факторы;

· физические перегрузки;

· нервно-психические перегрузки.

В настоящее время предприятие ООО «Газпром добыча Астрахань» уже сертифицировано по системе менеджмента профессионального здоровья и безопасности OHSAS 18001: 2007. В рамках этой системы высшее руководство определило и утвердило политику организации в области профессиональной безопасности и здоровья и обеспечивает, что в рамках определенной области применения системы менеджмента OH&S она:

· соответствует характеру и масштабу рисков организации в области OH&S;

· включает обязательство по предупреждению травм и ухудшению здоровья и постоянному улучшению менеджмента OH&S и результативность OH&S;

· включает обязательства по выполнению требований принятого законодательства, а также другие требования, которые организация обязуется выполнять, и которые относятся к её рискам в области OH&S;

· создает основу для установления и анализа целей в области OH&S;

· документирована, внедрена и выполняется;

· доведена до сведения всех лиц, работающих под управлением организации с тем, чтобы каждый работник знал о своих персональных обязанностях в области профессионального здоровья и безопасности;

· доступна для заинтересованных лиц;

· периодически анализируется с целью гарантирования, что она остается обоснованной и подходящей для организации.

8. Охрана окружающей среды

На АГПЗ для организации работы по охране окружающей природной среды создана служба - служба охрана окружающей среды (ООС), водоснабжения и промышленной канализации, которая несет ответственность за организацию и проведение природоохранных мероприятий, осуществляет подготовку статистической отчетности по предприятию, занимается вопросами мониторинга.

Главными задачами предприятия в области ООС являются:

· обеспечение снижения отрицательного воздействия на окружающую природную среду;

· соблюдение природоохранных норм и правил;

· соблюдение правил эксплуатации сооружений и технологического оборудования;

· выполнение планов мероприятий по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов;

· внедрение малоотходных и безотходных технологий, ресурсосберегающей техники;

· осуществление мер по ликвидации аварий и чрезвычайных ситуаций;

· проведение аналитического и производственного контроля за качеством ОПС;

· оформление статистической отчетности;

· подготовка кадров, повышение квалификации, обучение работников по вопросам ООС.

На установке гидроочистки ответственность за выполнение нормативно-правовых актов в области охраны окружающей среды в целом возложена на начальника установки.

Работа по охране окружающей природной среды на установке проводится в нескольких направлениях:

· соблюдение норм технологического регламента;

· проведение аналитического контроля за воздухом рабочей зоны;

· проведение производственного санитарного контроля;

· своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов технологического и вентиляционного оборудования;

· сбор, хранение, своевременная утилизация бытовых и производственных отходов, образующихся на промплощадке установки;

· обеспечение отвода промышленных и хозяйственно-бытовых стоков.

Указанная работа проводится при содействии следующих служб АГПЗ:

· Службы охраны окружающей среды, водоснабжения и промышленной канализации;

· Технологического отдела АГПЗ;

· Службы промышленной безопасности;

· Ремонтно-механического цеха;

· Центральной заводской лаборатории;

· Отдела охраны труда;

· Санитарно-промышленной лаборатории ООО «Газпром добыча Астрахань»;

· Хозяйственного цеха АГПЗ (вывоз отходов).

В целях повышения эффективности управления охраной окружающей среды в Обществе разработана и введена в действие Система экологического менеджмента (СЭМ) с областью применения в добыче и переработке сырья Астраханского газоконденсатного месторождения. В апреле 2007 года СЭМ сертифицирована Det Norske Veritas на соответствие требованиям международного стандарта ISO 14001:2004. Работа по созданию и внедрению СЭМ стала победителем в конкурсе «Национальная экологическая премия» 2007 года в номинации «Экологический менеджмент».

В рамках этой системы высшее руководство должно определить экологическую политику организации и обеспечить, чтобы в рамках установленной области применения системы экологического менеджмента политика:

· соответствовала характеру, масштабу и воздействию её деятельности, продукции и услуг на окружающую среду;

· включала обязательства следовать принципам постоянного улучшения и предотвращения загрязнений;

· включала обязательство соответствовать применимым требованиям экологического законодательства и другим требованиям, связанным с её экологическими аспектами, которые организация обязалась выполнять;

· обеспечивала основы для установления и анализа экологических целей и задач;

· документально оформлялась, внедрялась и поддерживалась;

· доводилась до сведения всего персонала организации и лиц, работающих для организации или по её поручению;

· была доступна для общественности.

8.1 Охрана водных ресурсов

Источником производственного водоснабжения объектов производства служат оборотные системы водоснабжения и производственно-противопожарный поливочный водопровод завода.

Источником хозпитьевого водоснабжения служит хозпитьевой водопровод завода.

В целях защиты водоемов от загрязнений на заводе предусмотрено строительство ряда специализированных объектов, систем и мероприятий:

· использование для технологических нужд оборотного водоснабжения;

· сбор и отведение сточных вод от технологических установок и объектов производства раздельными системами канализации;

· промдождевая канализация;

· дождевая канализация;

· хозбытовая канализация.

В промдождевую канализацию отводятся производственные стоки с загрязнением по нефтепродуктам до 500 мг/л, дождевые воды с территории технологической установки и обвалованной территорий промпарка. Все стоки, собранные сетью промдождевой канализации, в соответствии с проектным решением поступают в резервуары-регуляторы и на насосную станцию, которой они перекачиваются на локальные сооружения механической очистки, состоящих из песколовок и нефтеловушек. В нефтеловушках происходит первоначальное отделение нефтепродукта методом отстоя. Механически очищенные промстоки с содержанием нефтепродуктов до 200 мг/л отводятся в сети промдождевой канализации завода для последующей их передачи на очистные сооружения совместно со стоками всего завода. В составе вышеуказанных локальных сооружений механической очистки предусмотрены песковые площадки на искусственном основании для приема осадков из песколовок и нефтеловушек.

Дождевые и хозбытовые стоки отводятся самостоятельными самотечными подземными трубопроводами. Далее хозбытовые стоки очищаются на биологических очистных сооружениях завода, а дождевые воды направляются в общезаводские накопители.

На случай розлива нефтепродуктов в резервуарном парке, возможности их сбора и повторного использования существует самостоятельная закрытая сеть канализации до насосной станции локальных очистных сооружений, где установлены нефтяные насосы для откачки разлившегося нефтепродукта в аварийную емкость, расположенную в парке товарных продуктов завода.

Этими же насосами производится откачка уловленных нефтепродуктов в резервуар уловленных нефтепродуктов узла оборотного водоснабжения завода.

Образующиеся в процессе переработки газового конденсата сточные воды отводятся в специализированные канализационные системы завода в зависимости от их характеристик:

· сточные воды, получаемые при регенерации катализатора, принимаются в специальную напорную систему канализации завода;

· сульфидные стоки блока установки стабильного конденсата установки переработки стабильного конденсата, имеющие нейтральную реакцию предусмотрено подвергать обезвреживанию.

Обезвреживания этих стоков производится на предприятии по очистке промстоков.

Для обеспечения контроля за состоянием грунтовых вод на наличие в их составе нефтепродуктов установлена гидрологическая скважина.

8.2 Охрана почвы

На установке предусмотрены следующие мероприятия по защите почв от загрязнений:

· На площадке технологической установки для предотвращения возможной инфильтрации в грунты загрязненных стоков проезды и площадки, а также участки свободные от застройки имеют бетонные покрытия. Поверхностные воды принимаются в колодцы промдождевой канализации, которые размещаются на границах установки;

· В резервуарном парке предусмотрен сбор поверхностных вод в колодцы промдождевой канализации. Поверхность парка в пределах ограждения покрыта уплотненным глинистым грунтом толщиной 0,2 м.

· На не застроенной территории установки сбор поверхностных вод предусмотрен в колодцы дождевой канализации, которые установлены в водоотвод-ных канавах автодорог. Дно и откосы канав забетонированы, незастроенные поверхности покрыты уплотненным глинистым грунтом толщиной 0,2 м.

· Для предотвращения загрязнения почв твердыми бытовыми отходами (ТБО) и производственными отходами производится их сбор и временное хранение на территории установки с последующей их утилизацией.[5]

9. Общая характеристика производственного объекта. Назначение технологического процесса

Установка каталитического риформинга Л-35-11/1000 мощностью один млн.тонн/год по сырью предназначена для получения дебутанизированного катализата с октановым числом не менее 88 п. (м.м.), используемого в качестве компонентов неэтилированных автобензинов Нормаль-80, Регуляр-92, Премиум-95.

Сырьем установки в условиях нормальной эксплуатации является гидроочищенная фракция 62-180°С Астраханского газоконденсата, выделенная в блоке вторичной ректификации комбинированной установки из гидроочищенной фракции НК-350°С.

Состав установки.

В состав установки входят следующие узлы и блоки:

- предварительная гидроочистка сырья с подачей циркулирующего водородсодержащего

газа (ВСГ);

- стабилизация гидрогенизата;

- каталитическое риформирование;

- стабилизация катализата;

- блок приготовления товарной продукции.

- блок выделения бензольной фракции

На установке есть вспомогательные системы:

- узел осушки циркулирующего ВСГ цеолитами;

- узел приготовления и подачи хлорорганики;

- узел увлажнения системы риформинга;

- узел приготовления и подачи раствора щелочи;

- емкости хранения ВСГ;

- промпарк сырья и гидрогенизата;

- парк хранения стабильного катализата.

Количество технологических потоков - 1

Режим работы - непрерывный.

Время работы - 8000 часов в год.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции

№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма	Область применения изготовляемой продукции
1	2	3	4	5	6
ИСХОДНОЕ СЫРЬЕ
1.	Сырьё-Фракция 85-1800С		Плотность при 20оС, г/см3, фракционный состав, по ГОСТ оС; начало кипения не менее конец кипения не более массовая доля серы; до гидроочистки после гидроочистки	Не нормируется 85 оС 180 оС 0,04% 0,001%	Для катализатора АП-64
ИЗГОТАВЛИВАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ
1.	Стабильный катализат		Плотность при 20оС, г/см3, не более Содержание серы общей, % масс. не более Температура вспышки, не ниже, оС Испытание на медной пластинке Фракционный состав: Начало кипения Конец кипения	не нормируется 0.04% 28 оС выдерживает 50 оС 205 оС	Компо нент автобензина
			Октановое число по моторному методу не менее	80
2.	Водородосодержащий газ		Объёмная доля водорода не менее	75%	Направляется на уст.гидроочистки фракции НК-350 оС
3.	Нестабильная головка		Плотность при 20оС, г/см3	не нормируется	Получе ние сжижен ных газов
4	Газ стабили зации		Удельный вес кг/ нм3	Не нормируется	Направляется в систему топливного газа комплекса
			Углеводородный состава не более
			Массовая доля пропана	40%
5	Углеводородный газ		Удельный вес	Не нормируется
			Углеводородный состав не более	0.5%
			Массовая доля суммы гентанов	0,6%
			Массовая доля сероводорода	0,7%
РЕАГЕНТЫ И МАТЕРИАЛЫ
1	Катализатор блока гидроочистки алюмоникельмолибденовый ГО-30-7 или ГО-70	ТУ -38 401195-79 ТУ-38 401308-81		по паспорту
2	Катализатор риформинга алюмоплатиновый АП-64	ТУ 38-101192-77

10. Блок каталитического риформинга

Балансовое количество стабильного гидрогенизата после охлаждения в теплообменнике Т-3 нестабильным гидрогенизатом поступает на прием насоса Н-8, Н-9

(1 рабочий +1 резервный) через фильтр Ф-1 (Ф-2) для подачи в систему каталитического риформинга.

При заполнении резервуаров Е-306 и Е-307 промпарка стабильным гидрогенизатом, предназначенным для повторного пуска установки с блока каталитического риформинга, используется холодильник Х-20, через который небольшое количество стабильного гидрогенизата с температурой плюс 40 0С эпизодически направляется в указанные резервуары.

Расход выводимого стабильного гидрогенизата в промпарк регулируется регулятором расхода FRC18 и клапаном (поз. FRC18г).

Расход стабильного гидрогенизата в тройники смешения регулируется регуляторами расхода FRCАL06/1, FRCАL06/2 с коррекцией по уровню в колонне К-1 (LRСАHL03) и клапанами (поз. FRCАL06/1г, FRCАL06/2г)

Расход водородсодержащего газа от компрессора ЦК-1 регулируется регулятором расхода FRCA07.

Газосырьевая смесь риформинга проходит двумя параллельными потоками теплообменники Т-4/1…Т-4/4 и Т-5/1…Т-5/4 (межтрубное пространство), где нагревается вторичным потоком из реактора Р-4 и поступает в печь П-3/1 с температурой от плюс 375 до плюс 460 0С (контролируется приборами TI27в).

Нагрев газосырьевой смеси первой ступени риформинга осуществляется в печи П-3/1, откуда газосырьевая смесь риформинга с температурой от плюс 460 до плюс 533 0С поступает в реактор Р-2, где на катализаторе RG-582, RG-682 протекают реакции риформирования. На выходе из конвекционной камеры температура газосырьевой смеси замеряется прибором TI27д, а на выходе из радиантной камеры I-ступени температура нагрева газосырьевой смеси регулируется регулятором температуры TRCAH08, клапан которого установлен на трубопроводе топливного газа к горелкам (поз.TRCAH08г) (см. подраздел 3.2.5 Блок печей). Расход топливного газа регистрируется прибором FR39.

Температура на выходе из Р-2 регистрируется прибором TR19б, перепад давления в реакторе контролируется прибором PdRAH10.

Далее газопродуктовая смесь нагревается в печи П-3/2 до температуры

от плюс 480 до плюс 530 0С.

Температура газосырьевой смеси на выходе из печи П-3/2 регулируется регулятором температуры TRCAH09, клапан которого установлен на трубопроводе топливного газа к горелкам (поз.TRCAH09г) (см. подраздел 3.2.5 Блок печей). Расход топливного газа регистрируется прибором FR40.

Далее газопродуктовая смесь поступает в реактор Р-3.

Температура на выходе из Р-3 регистрируется прибором TR19в, перепад в реакторе контролируется прибором PdRAH11.

После реактора Р-3 газопродуктовая смесь нагревается в печи П-3/3 и с температурой от плюс 375 до плюс 460 0С направляется в реактор Р-4.

Температура нагрева газопродуктовой смеси на выходе из печи П-3/3 регулируется регулятором температуры TRCAH10, клапан которого установлен на трубопроводе топливного газа к горелкам (поз. TRCAH10г). Расход топливного газа регулируется прибором FR41.

Перепад давления в реакторе контролируется прибором PdRAH12. Температура на выходе из Р-4 регистрируется прибором TR19г.

Давление после реактора Р-4 регулируется регулятором давления PRC03, клапан которого (поз. PRC03г) установлен на трубопроводе избыточного водородсодержащего газа в систему предварительной гидроочистки.

Из реактора Р-4 газопродуктовая смесь проходит двумя параллельными потоками через теплообменники Т-4/1…Т-4/4, Т-5/1…Т-5/4, нагревая газосырьевую смесь риформинга, затем охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения Х-3/1… Х-3/6, в водяном холодильнике Х-4 до температуры не выше плюс 40 0С и поступает на сепарацию в сепаратор С-2.

Температура после теплообменников Т-4/1…Т-4/4 и Т-5/1…Т-5/4 контролируется приборами TI26м.

В сепараторе С-2 при давлении 22…26 кгс/см2 происходит сепарация газопродуктовой смеси на водородсодержащий газ и нестабильный катализат, поступающий на блок стабилизации катализата.

Давление в сепараторе С-2 регулируется регулятором давления PRC04, клапан которого (поз.PRC04г) установлен на трубопроводе сброса ВСГ в топливную сеть.

Отсепарированный ВСГ из сепаратора С-2 направляется на осушку в блок осушки циркулирующего ВСГ (см. подраздел 3.2.8) и далее на прием циркуляционного компрессора ЦК-1 через сепаратор С-10.

Унесенный газом бензин, выделившийся в сепараторе С-10, сбрасывается по трубопроводу в сепаратор С-7.

11. Блок стабилизации катализата

Нестабильный катализат из сепаратора С-2 направляется в стабилизационную колонну К-2 через теплообменник Т-6 (трубное пространство), обогреваемый стабильным катализатом из колонны К-2.

В поток нестабильного катализата перед теплообменником Т-6 сбрасывается газовый конденсат из сепаратора С-7 от газовых сдувок из сепараторов С-8, С-9,

С-10.

Расход нестабильного катализата из сепаратора С-2 регулируется регулятором расхода FRС19 и клапаном, установленном на трубопроводе нестабильного катализата в Т-6 (поз. FRС19г), с коррекцией по уровню в сепараторе от прибора LRCA08.

В колонне К-2 происходит стабилизация катализата.

Из верхнего сечения стабилизационной колонны К-2 выводятся газ стабилизации, нестабильная головка стабилизации, которые после охлаждения и частичной конденсации в аппаратах воздушного охлаждения ХК-3/1, ХК-3/2 и водяном ХК-4 до температуры не выше плюс 45 0С сепарируются в емкости орошения Е-2.

Газ стабилизации из емкости орошения Е-2 сбрасывается в топливную сеть комплекса.

Расход газа из Е-2 регистрируется прибором FR22. Давление в колонне К-2 регулируется регулятором давления PRCАH06, клапан которого (поз.PRCAH06г) установлен на трубопроводе сброса газов из емкости Е-2. Жидкая фаза из емкости Е-2 возвращается на верхнюю тарелку колонны К-2 насосами Н-10, Н-11 (1 рабочий + 1 резервный) в качестве орошения.

Балансовое количество головки стабилизации выводится насосами Н-10, Н-11 (1 рабочий + 1 резервный) из Е-2, контролируется расходомером FR11 и передается на комбинированную установку комплекса на блок очистки и получения сжиженных газов. Уровень в Е-2 регулируется регулятором уровня LRCAHL13, клапан которого установлен на трубопроводе нестабильной головки (поз. LRCAHL13д).

Температура на контрольной тарелке в колонне К-2 контролируется прибором TRC13. Расход орошения в колонну регулируется регулятором расхода FRC10 с коррекцией по температуре (TRC13) и клапаном (поз. FRC10г), установленным на трубопроводе подачи орошения в К-2.

Температура низа колонны К-2 поддерживается за счет циркуляции стабильного катализата через трубчатую печь П-4 насосами Н-12, Н-13 (1 рабочий + 1 резервный).

Температура на выходе из печи П-4 регулируется регулятором температуры TRC14, клапан которого установлен на трубопроводе топливного газа к горелкам (поз. TRC14г). Расход топливного газа регистрируется прибором FR52.

Стабильный дебутанизированный катализат из куба стабилизационной колонны К-2 после теплообмена с нестабильным катализатом в теплообменнике Т-6 охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения Х-5, затем в концевом водяном холодильнике Х-6 до температуры не выше плюс 40 0С и направляется либо в резервуары склада хранения нефтепродуктов У-510 производства 6, либо в резервуары

Е-309…Е-311 парка стабильного катализата блока приготовления товарной продукции. Количество стабильного катализата регистрируется хозрасчетным прибором FR23.

Часть катализата направляется на блок выделения бензольной фракции разделяющую катализат на две фракции: НК-90 0С (МОЧ 66-68) и 90-КК

(МОЧ 94-95), являющимися компонентами бензина.

Уровень в стабилизационной колонне К-2 поддерживается регулятором уровня LRCAH12, клапан которого установлен на трубопроводе стабильного катализата после Х-6 (поз.LRCAH12д).

Небольшое количество стабильного катализата может быть направлено в узел приготовления и подачи хлорорганики для приготовления раствора хлорорганического соединения.

12. Средства КИП используемые на установке У-1.734

Наименование и тип средства измерения	Изготовитель	Назначение и область применения	Виды измеряемых сигналов, пределы измерения	Условия эксплуатации	Виды выходных сигналов и их потребители	Примечание
Преобразователь измерительный пневматический избыточного давления 13ДИ13	Теплоприбор г. Рязань	Предназначен для преобразования в унифицированный пневматический выходной сигнал Давления на выходе из Р-1	0-63 кгс/см2	-40…+70 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С и более низких температурах	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Дифференциальный датчик давления ДПП-2	Теплоприбор г. Рязань	Прибор предназначен для выдачи информации в виде стандартного пневматического сигнала о перепаде давления на реакторе Р-1	4 - 630 кПа	-50…+ 70 °С Отн. влажность воздуха 95% при 35°С и более низких температурах	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Уровнемер буйковый УБ-ПВ	Теплоприбор г. Рязань	Предназначен для преобразования в унифицированный пневматический выходной сигнал уровня в аппаратах	0-100%	-40…+70 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С и более низких температурах	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Преобразователь измерительный многоканальный Ш932.7И	Сенсорика г. Екатеринбург	Сбор, преобразование и обработка информации, поступающей от первичных преобразователей и выдачи преобразованной информации в цифровом виде в ЭВМ	0-5 мА; 0-20 мА; 4-20 мА и 0-100 мВ, 0 - 1 В, 0-5 В ГОСТ 6651-59	+5…+50 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С и более низких температурах, атм. давл. от 84 до 106,7 кПа	Кодированный электрический	По взрывозащищенности выполняются в исполнении «Искробезопасная электрическая цепь»
Регулятор ПР3.35	Тизприбор г. Москва	Предназначен для получения непрерывного регулирующего воздействия давления сжатого воздуха на исполнительный механизм или какое-либо другое устройство системы регулирования с целью поддержания регулятором ПРЗ.ЗЗ-М1 одного из пневматических сигналов, пропорциональный величине второго пневматического сигнала. Регулирование температуры на выходи из П-1	140 кПа ± 14 кПа (1,4 кгс/см2 ± 0,14 кгс/см2).	+5…+50 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С, атм. давление (140 ± 14) кПа.	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Прибор контроля пневматический с электрическим приводом диаграммы ПВ10.1Э	Тизприбор г. Москва	Прибор для непрерывной записи и показания величины регулируемого параметра, указания положения контрольной точки и величины давления на исполнительном механизме.	20-100 кПа (0,2 - 1,0 кгс/ см2)	+5…+50 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С и более низких температурах без конденсации влаги.	Выходной сигнал представляет собой показания регулируемого параметра на текущий момент времени с фиксацией на диаграммной ленте (скорость ленты - 20 мм/час).
Позиционер пневматический ГСП типа ПП	ОАО «Саранский приборостроительный завод».	Предназначен для уменьшения рассогласования хода и повышения поршневых возвратно-поступательных и поворотных пневматических исполнительных механизмов одно- и двустороннего действия и мембранных пневматических исполнительных механизмов путем введения обратной связи по положению выходного элемента механизма.	20 - 100 кПа	-50…+ 70 °С Отн. влажность воздуха 80% при 35°С и более низких температурах	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Преобразователь давления и разрежения измерительный с пневматическим аналоговым выходным сигналом ГСП типа МС-П2		Предназначен для работы в системах автоматического управления, контроля и регулирования производственных процессов с целью выдачи информации об измеряемом давлении или разрежении газов или жидкости в виде унифицированного аналогового выходного сигнала.	Пределы входного сигнала зависят от конкретной модели преобразователя и определяются из соответствующих таблиц техпаспорта. Преобразователи типа МС-П2 рассчитаны на измерение давлений вплоть до 25 МПа.	-50…+ 60 °С Отн. влажность воздуха 95% при 35°С и более низких температурах без конденсации влаги	от 20 до 100 кПа ( 0,2 - 1 кгс/см2)
Многозонный термоэлектрический преобразователь хромель-копелевый ТХК 9517-02…12	Эталон г. Омск	Многозонные термоэлектрические преобразователи для измерения температуры в реакторах установок каталитического реформинга и гидроочистки нефтепродуктов	-40…+550 °С	-40…+550 °С	мВ
Термоэлектрический преобразователь Хромель-алюминевый ТХА 201-01…06	ПГ «Метран» г. Челябинск	Термоэлектрические преобразователи предназначенные для измерения температуры жидких и газообразных химических сред.	-40…+800 °С	-40…+800 °С	мВ
Октанометр СВП 1.00.000	г. Томск	Определение октановых чисел бензинов, определение цетановых чисел дизельных топлив.	-10…+40 °С	Отн. влажность воздуха 95% при 35°С и более низких температурах без конденсации влаги	Цифровой, измеряемый параметр, октановое (цетановое) число.

13. Средства, используемые при поверке ИП

Наименование и тип СИ	Нормируемые метрологические характеристики	Поверочные средства метрологического обслуживания	Стандарты и др. нормативно-техническая документация	Примечание
Преобразователь термоэлектрический ТХА Метран-201	Основная приведенная погрешность измерения температуры, г1 %	1. Компаратор напряжения Р3003, ТУ 25-04.3771-79, класс 0,0005; 2. Источник питания постоянного тока Б5-48; ТУ 3.233.220 (максимальное напряжение 49,9В; основная погрешность 0,5% от установленного значения или 0,1% от максимального); 3. Вольтметр универсальный Щ31, ТУ 25-04-3305-77, класс ?0,01; 4. Мера эл. сопротивления однозначная Р3030, ТУ 25-04.4078-82, R0=100Ом, класс 0,002; 5. Магазин сопротивлений Р33, ГОСТ 23737-79, Сопротивление до 99999,9Ом, класс 0,2; 6. Кабель калибровочный; 7. Термометр образцовый 1-го разряда ПТС-10, ПИЗ.879.011, основная погрешность ±0,01єС, диапазон -183-+630єС; 8. Термопара платинородий-платиновая образцовая 2-го разряда типа ППО, ТУ 50-104-83, диапазон 300-1200єС, основная погрешность ±0,9єС; 9. Термометр стеклянный, ГОСТ 16590-71, диапазон 0-50єС; 10. Жидкостный термостат U15C ТГЛ 32386, диапазон -60-+260єС, погрешность термостатирования ±0,02єС; 11. Термостат масляный ТМ-3, ТУ 50.169-80, диапазон 95-300єС, градиент температуры ?0,05 єС/см в рабочем диапазоне; 12. Печь МТП-2М, ТУ 50-239-84, диапазон 300-1200єС, градиент температуры ?0,8 єС/см в рабочем диапазоне.	МИ 2356-95 (14.12.1995г.)	Межпрове-рочный интервал - 1 год.

14. Методика поверки и расчета метрологических характеристик для термоэлектрических преобразователей.

1. Внешний осмотр:

· При внешнем осмотре устанавливают отсутствие механических повреждений, правильность маркировки, проверяют комплектность;

· При наличии дефектов покрытий, несоответствия комплектности, маркировки определяют возможность дальнейшего применения термопреобразователя;

· Проверяют наличие паспорта с отметкой ОТК.

2. Опробование термопреобразователей проводят в следующей последовательности:

· устанавливают в термостате (печи) температуру, соответствующую одной из поверяемых точек диапазона преобразований температуры (5, 25, 50, 75, 95 % диапазона);

· подключают поверяемый термопреобразователь к источнику питания постоянного тока Б5-48, вольтметру Щ 31, мере сопротивления R0 и сопро-тивлению нагрузки Rн по соответствующей схеме, приведенной на рисун-ке;

· помещают поверяемый термопреобразователь в термостат (печь) на глубину погружаемой части (для термопреобразователеи с глубиной погру-жаемой части более 250 мм - на глубину погружения не менее 250 мм) и выдерживают их при температуре, указанной в первом пункте), в течение 30 мин;

· вольтметром Щ 31 проводят измерения падения напряжения Ui=Uт на мере сопротивления;

· рассчитывают значение тока Ii по формуле: Ii= Uт/R0 (1) полученное значе-ние тока должно находиться в диапазоне выходных унифицированных сигналов (4-20мА);

· термопреобразователь извлекают из термостата (печи), выдерживают его в нормальных условиях в течение 30 мин и вольтметром измеряют выходной сигнал термопреобразователя;

· определяют температуру Тi, соответствующую нормальным условиям применения, по формуле: Тi=((Ii -Imin) *(Tmax - Tmin )/(Imax-Imin))+ Tmin (2), где Ii-значение тока, рассчитанное по формуле (1); Imax,Imin-верхний и нижний пределы унифицированного выходного сигнала, указанные в таблице1 приложения; Tmax,Tmin-верхний и нижний пределы преобразования температуры; значение температуры Тi=Тн должно соответствовать 20±5єС;

3. Опробование ИП проводят в следующей последовательности:

· подключают ИП к средствам поверки и вспомогательным приборам по схеме приведенной в приложении;

· выдерживают ИП во включенном состоянии в течение 15 мин;

· проводят измерения выходного сигнала ИП для одной из поверяемых точек (5, 25, 50, 75, 95 % диапазона);

4. Определение основной приведенной погрешности ТЭП:

· основную приведенную погрешность определяют в точках 5, 25, 50, 75,

95 % диапазона;

· помещают образцовый термометр (термопару) в термостат (печь) и измеряют температуру образцовым термометром (термопарой) Т0 и выходной сигнал ТЭП Ui вольтметром Щ 31;

· определяют температуру Тi в поверяемой точке по формуле (2) и рассчитывают значение основной приведенной погрешности г1 по форму-ле: г1=(Тi - Т0)*100%/(Tmax - Tmin). Наибольшее из рассчитанных значений

г1 не должно превышать значения ±0,5% (для термопар с Tmax=600єС ) и ±1% (для термопар с Tmax=900єС ).

5. Определение основной приведенной погрешности ИП:

· ИП поверяемого ТЭП присоединяют к источнику питания Б5-48, вольт-метру Щ 31, сопротивлениям R0 и Rн, компаратору напряжений по схеме приведенной в приложении;

· основную приведенную погрешность ИП определяют в точках 5, 25, 50, 75, 100% диапазона изменений выходного сигнала (значение температур в поверяемых точках Тi определяют по формуле (2));

· расчетные значения выходных сигналов в поверяемых точках, значения входных температур по НСХ должны соответствовать приведенным в таблице1 приложения;

· основная приведенная погрешность ИП рассчитывают по формуле: г2=(Iвых.-Iвых.р.)*100%/Iн, где Iвых.- значение выходного тока в поверяемой точке, измеряемое прибором Щ31; Iвых.р.- расчетное значение выходного тока в поверяемой точке, приведенное в таблице1 приложения; Iн- нормирующее значение выходного сигнала равное 16мА (для выходного сигнала 4-20мА);

· за основную приведенную погрешность ИП принимают наибольшее из полученных значений, которое не должно превышать значения ±0,5% (для термопар с Tmax=600єС ) и ±1% (для термопар с Tmax=900єС );

· если при проведении поверки будет обнаружено не соответствие ТЭП и ИП требованиям точности (значения г1 и г2), то поверка прекращается до выяс-нения причин и устранения неисправностей. После устранения неисправностей ТЭП и ИП проводят повторное опробование.

15. Список литературы

1. Технологический регламент установки каталитического риформинга У-1.734 3418-ТР У-1.734 (2007г.);

2. Методика первичной и периодической поверки датчиков (ИП) давления типа «Метран» (МИ 4212-012-2001);

3. Методика первичной и периодической поверки термопреобразователей (ТЭП) (МИ 2356-95) от 14.12.1995г.;

4. Инструкция по охране труда для прибориста цеха КИПиА по обслуживанию и ремонту средств автоматизации технологических установок, приборов качества и газового анализа, по обслуживанию и ремонту регулирующей и запорной арматуры цеха КИПиА службы автоматизации (ОТ-7-СА-2010);

5. Инструкция по эксплуатации завода ИЭ-1-ПО-2013г.;

6. Положение о цехе КИПиА СА ГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань» ГПЗ-СА-КИПиА-43-2010 от 28.12.2010;

7. Руководство по эксплуатации коррозионностойких датчиков давления серии Метран-49 (СПГК 5054.000 РЭ, Версия 2.1);

8. Информационный буклет о предприятии ООО «Газпром добыча Астрахань»;

9. ГОСТ Р ИСО 9001-2008. Система менеджмента качества. Требования.- М.: Стандартинформ, 2008.

10. ГОСТ Р ИСО 14001-2007. Системы экологического менеджмента.- М.: Стандартинформ, 2007.

11. OHSAS 18001:2007. Система менеджмента профессионального здоровья и безопасности.- М.: Стандартинформ, 2007.

менеджмент производство управление

16. Приложение

Приемосдаточные испытания средств КИП. Монтаж термоэлектрических преобразователей

Для ТХК 9517 Выводные концы имеют маркировку номера зоны. Окончательная сборка многозонных термоэлектрических преобразователей производится заказчиком на объекте путем сваривания направляющих труб.

Технические характеристики	Многозонные термоэлектрические преобразователи
	ТХА 9517	ТХК 9517
Диапазон измеряемых температур, °C	-40…+650	-40…+550
Номинальная статическая характеристика (НСХ)	ХА(К)	ХК(L)
Класс допуска	2	2
Показатель тепловой инерции, с	60	60
Степень защиты от пыли и воды	IP00	IP00
Материал защитной арматуры	Ст.12Х18Н10Т	Ст.12Х18Н10Т
Исполнение рабочего спая	изолирован	не изолирован
Устойчивость к вибрации	группа исп. N3	группа исп. L3
Вид климатического исполнения	О1, Т1	У3, Т3

Конструктивное исполнение ТХК 9517	Количество зон	L, мм	L1, мм	L2, мм	L3, мм	L4, мм	L5, мм	L6, мм	L7, мм	L8, мм	L9, мм	L10, мм
-00	3	3150	1650	2400	3110	-	-	-	-	-	-	-
-01		5180	2540	3180	4820	-	-	-	-	-	-	-
-02	10	6300	1200	1780	2300	2850	3390	3945	4500	5040	5610	6150
-03		6300	1435	1950	2550	3100	3600	4150	4700	5260	5820	6020
-04		6300	1550	2100	2650	3150	3750	4300	4850	5370	5900	6220
-05		7000	1780	2350	2930	3505	4100	4660	5300	5900	6390	6800
-06		7000	1650	2240	2850	3450	4070	4650	5270	5820	6410	6800
-07		7100	1850	2400	2950	3550	4150	4755	5370	5960	6460	7060
-08		9000	1850	2606	3405	4150	4850	5630	6410	7200	7980	8760
-09		9000	1950	2650	3350	4080	4780	5440	6150	6800	7400	8100
-10		9000	2010	2815	3615	4400	5200	6020	6800	7600	8400	8950
-11		9000	2240	3045	3800	4590	5370	6150	6630	7060	7860	8660
-12		9000	2355	3000	3750	4485	5295	5900	6630	7300	8000	8700

При установке термопреобразователей следует избегать мест, где отсутствует поток теплоносителя или происходит смешивание. Наилучшим способом установки термопреобразователя является его рациональное расположение на трубопроводе. Термопреобразователь при этом должен быть погружен на глубину (не менее 2/3) от внутреннего диаметра трубопровода. Если длина монтажной части термопреобразователя не позволяет это осуществить на выбранном участке, то допускается его наклонная установка или установка в колене.

Монтаж буйковых уровнемеров

С помощью этик приборов в зависимости от их типа и модификации можно осуществлять местные и дистанционные измерения, регулирование, сигнализацию уровня различных жидкостей, включая и агрессивные. Приборы могут устанавливаться в различных средах, в том числе и во взрывоопасных. Примеры установки поплавковых и буйковых уровнемеров приведены на рисунке.

Монтаж приборов для измерения, регулирования и сигнализации уровня жидкостей необходимо начинать с осмотра. При этом обращается внимание на отсутствие механических повреждений, наличие крепежных деталей прибора, а также на комплектность прибора согласно паспорту.

Маркировка на элементах прибора, входящих в комплект, должна указывать на то, что элементы являются комплектом данного прибора.

Для приборов с электрическим выходным сигналом, рассчитанных на эксплуатацию во взрывоопасных помещениях, необходимо проверить наличие средств уплотнения в местах ввода проводов и кабелей и в местах сопряжения крышек; соответствие знака взрывозащиты условиям эксплуатации; наличие заземляющих и пломбировочных устройств. Необходимо помнить, что контактные устройства приборов этого типа в условиях эксплуатации и опробования допускается открывать только после отключения от сети. Для обеспечения безопасности обслуживания корпуса приборов с электрическим выходным сигналом должны быть заземлены.

Перед установкой с рычага вывода уровнемера снимают защитную трубу. Уровнемер устанавливают на емкости. На рычаг вывода осторожно навешивают буек; на уравновешивающий рычат, расположенный в корпусе прибора, прикрепляют грузы, уравновешивающие массу буйка, а затем приводят в рабочее состояние демпфер прибора, заполняемый на 2/3 демпферной жидкостью. После подачи напряжения питания демпферная система регулируется, и все узлы прибора настраивают на заданный режим работы.

Монтаж дифманометров. Перед подачей на монтаж дифманометры должны пройти предмонтажную проверку, которая представляет собой комплекс контроля отдельных характеристик приборов с целью обнаружения возможных неисправностей, вызванных условиями хранения, транспортировки и т. и. В предмонтажную проверку приборы принимают после проведения тщательною внешнего осмотра. Монтаж дифманометров состоит из ряда последовательно выполняемых операций. Часть из них характерна для всех разновидностей приборов. Наряду с этим существуют операции, присущие отдельным исполнениям дифманометров.

К месту монтажа доставляют собранный и замаркированный узел обвязки дифманометра и устанавливают его на заранее закрепленную опору. Затем устанавливают дифманометр и соединяют его с соответствующими концами труб узла обвязки. Установку прибора желательно выполнить так, чтобы табличка бесшкального дифманометра или шкала шкального прибора была направлена в сторону предполагаемого места обслуживания.

До начала работ по установке прибора должны быть смонтированы импульсные трубы от сужающего устройства. Концы труб на вертикальном участке подвода к месту установки прибора должны иметь запас по длине в 50-100 мм при подводе труб как сверху, так и снизу. При стыковке с концами труб обвязки концы импульсных труб тщательно вымеряют и только после этого припуск отрезают. Концы импульсных труб разделывают, например, для приварки к трубам обвязки.



Правильность установки дифманометра на опоре проверяют по уровню и отвесу, после чего концы труб обвязки «прихваткой» соединяют с концами импульсных труб. Вновь проверяют, правильно ли установлен прибор, и окончательно закрепляют его на опоре. Окончательно затягивают гайки соединителей дренажных и продувочных линий обвязки. Если после этих установочных операций прибор не изменил своего положения относительно вертикальной и горизонтальной осей, заваривают стыки импульсных труб трассы и обвязки. При обнаружении перекоса прибора его необходимо устранить, оперируя крепежными и установочными гайками, а при необходимости и разъединяя стык импульсных труб, соединенных «прихваткой». Окончательное соединение импульсных труб в любом случае выполняют только после правильной установки прибора. При производстве сварочных работ в непосредственной близости от дифманометра можно повредить его. Поэтому перед сваркой либо «прихваткой» труб прибор накрывают подручными средствами, обеспечивающими его защиту. К установленному прибору присоединяют соединительные линии питания и командные.

Монтаж датчиков или контакторов давления

Соединительные линии должны иметь односторонний уклон (не менее 1:10) от места отбора давления вверх к датчику, если измеряемая среда - газ, и вниз к датчику, если измеряемая среда жидкость. Если это невозможно, при измерении давления газа в нижних точках соединительных линий следует устанавливать отстойные сосуды, а при измерении давления жидкости в наивысших точках газосборники.

Отборные устройства для установки датчиков желательно монтировать на прямолинейных участках, на максимально возможном удалении от насосов, запорных устройств, колен, компенсаторов и других устройств. Особенно не рекомендуется устанавливать датчик перед запорным устройством в трубопроводах, если измеряемая среда - жидкость. При прокладке питающих и сигнальных линий следует исключить возможность попадания конденсата на разъем или кабельный ввод датчика.

Размещено на Allbest.ru