- после набора газовой подушки в сепараторах открыть задвижки сброса газа на факел и включить автоматическое регулирование уровня;

- включить дозировочные насосы и подать нефтяной раствор деэмульгатора в потоки обводненной нефти и на прием сырьевых насосов;

- отрегулировать расход нефти через печь и постепенно поднять температуру нефти на выходе из печи в соответствии с технологической картой;

При проведении пуска установки в зимнее время обратить внимание на тупиковые участки трубопроводов и принять меры по недопущению их замораживания.

Нормальная остановка установки

После пуска установку выводят на заданный режим, контролируя необходимые параметры и качество нефти. Особенно тщательно контролируют работу печей, насосных агрегатов

Остановка установки производится по письменному распоряжению начальника цеха.

Остановка установки осуществляется технологическим персоналом бригад при личном участии начальника цеха или его заместителя, или начальника установки.

Нормальная остановка установки производится в следующем порядке:

- согласовать остановку установки с руководством ЦИТС;

- сырую нефть с сепарации направить в технологические резервуары и по гребенке перетока в товарный парк;

- постепенно снижать производительность установки с одновременным уменьшением подачи газа к горелкам печей;

- прекратить подачу топливного газа, продолжая циркуляцию нефти до охлаждения змеевика печи до температуры поступающего продукта, а панелей до температуры окружающего воздуха;

- остановить насосы подачи сырой нефти;

- прекратить подачу деэмульгатора в нефть на прием сырьевых насосов;

- сдренировать воду из отстойников на очистные сооружения;

- закрыть задвижки на входе и выходе из, отстойников, на входе и выходе печей;

- закрыть задвижки по выходу газа из сепараторов;

- в зимнее время обратить внимание на полное освобождение аппаратов и трубопроводов от остатков воды;

- ответственным за пуск и остановку установки в нормальном режиме является начальник цеха.

При работе установки необходимо:

- не допускать открытия примерзших задвижек крючками, ломами, трубами во время работы установки, сначала необходимо их отогреть паром или горячей водой;

- не допускать включения в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными вентилями.

Аварийная остановка сосудов

Сосуд должен быть немедленно остановлен в случаях, предусмотренных инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию, в частности:

- если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается, несмотря на меры, принятые персоналом;

- при выявлении неисправности предохранительных клапанов;

- при обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под

давлением, не плотностей, выпучин, разрыва прокладок;

- при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

- при снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом;

- при выходе из строя всех указателей уровня жидкости;

- при неисправности предохранительных блокировочных устройств;

- при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду,

находящемуся под давлением.

Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода его в работу должен быть указан в планах ликвидации аварий на объекте, где установлен сосуд. Причины аварийной остановки сосуда должны записываться в сменный журнал.

Возможные неполадки и способы их устранения

Основными факторами, которые могут повлечь за собой аварии и несчастные случаи, являются:

- нарушение технологического режима (превышение допустимых параметров по давлению, температуре, уровню жидкости в аппаратах и т.д.);

- неисправность приборов КИПиА, неработоспособность системы сигнализации и блокировок;

- нарушение герметичности технологического оборудования;

- коррозия аппаратов и трубопроводов;

- прогар трубы в печи;

- нарушение инструкций безопасного производства работ, низкая производственная дисциплина технологического персонала;

- несвоевременное проведение ремонтных работ;

- несоблюдение сроков ревизии ППК;

- отключение электроэнергии и воды;

- отключение воздуха КИП.

При аварийной ситуации на ЦПС (центральный пункт сбора) действия обслуживающего персонала должны быть направлены:

- на спасение людей, застигнутых аварией и оказание первой помощи пострадавшим;

- на локализацию аварии, отключение находящегося в аварийном состоянии оборудования;

- на принятие мер, уменьшающих вредное воздействие аварии и ее последствий;

- на быстрейшую ликвидацию аварии и ее последствий;

- на вывод установки после ликвидации на нормальный технологический режим.

3.5 Ремонт и монтаж основного оборудования

Требования к монтажу

1. Строповка аппаратов должна осуществляться в соответствии со схемой, приведенной в документации, прилагаемой к аппарату. Строповка аппаратов за технологические штуцеры, люки и другие элементы, выступающие за корпус аппарата, запрещается.

2. Аппараты, поставляемые на место монтажа в не полностью собранном виде (без опор, опорных лап, опорного кольца и т.п.) ввиду невписания в габарит погрузки, подлежат до изготовлению перед установкой на месте монтажа в соответствии с ОСТ 26-291-79.

3. Возможность приварки на месте монтажа к термообработанным аппаратам, каких-либо элементов, не предусмотренных проектом, должна быть согласована с предприятием - изготовителем. К аппаратам из легированных и нержавеющих сталей приварка обслуживающих площадок и других элементов должна производиться к специально предусмотренным для них накладкам и планкам.

4. Аппараты могут устанавливаться как на металлоконструкциях, так и на бетонном фундаменте.

5. Горизонтальные аппараты должны устанавливаться с уклоном

0,002-0,003 в сторону дренажного штуцера. Выверка уклона должна производиться по нижней образующей корпуса аппарата.

6. Скольжение подвесной опоры от температурных удлинений горизонтальных аппаратов должно происходить по подкладному листу, которым комплектуется подвижная опора.

7. Расположение аппаратов на монтажной площадке должно обеспечивать необходимые разрывы между аппаратами в соответствии с действующими нормами для их обслуживания при эксплуатации и ремонте, а также противопожарными нормами,

8. Аппараты должны быть заземлены для защиты от статического электричества.

Смена обечаек

При изготовлении обечаек необходимо руководствоваться требованиями ОСТ 26-291-79.

Глава 5 При изготовлении и сборке обечаек применяют листогибочные вальцы и различные ручные стяжки и распорки.

Глава 6 Наиболее сложная операция при ремонте - замена изношенных обечаек и днищ аппаратов.

При частичной замене корпуса аппарата необходимо выполнять следующие требования:

1. Материал для изготовления новых частей корпуса должен быть по механическим и химическим свойствам одинаков с материалом ремонтируемого корпуса;

2. Толщина листа заменяемой части должна быть не меньше проектной;

3. Электроды должны соответствовать свариваемому материалу;

4. Замыкающие обечайки должны быть шириной не менее 400 мм;

5. Продольные швы в горизонтальных аппаратах не должны быть в нижней части аппарата;

6. Кромки поверхности обечайки и основного металла на ширине 10 мм должны быть зачищены перед сваркой до чистого металла;

7. Продольные швы в отдельных обечайках цилиндрической части аппарата, а также меридиональные или хордовые швы днищ, примыкающие к обечайкам, должны быть смещены относительно друг друга не менее чем на 100 мм;

8. Расстояние между продольными швами в отдельных обечайках должно быть не менее 200 мм;

9. При сварке стыков необходимо предусмотреть плавный переход от одного элемента к другому.

Дефектные люки и штуцера удаляют с помощью газовой резки. Материал для изготовления нового люка, штуцера и укрепляющего кольца должен соответствовать проекту. Сначала приваривают штуцер или люк, а затем укрепляющее кольцо.

В новом кольце необходимо просверлить сигнальное отверстие.

Размеры кольца тщательно подгоняют при этом желательно, чтобы диаметр его был больше диаметра старого, и сварка производилась на новом месте. При ремонте укрепляющего кольца его часто делают разъемным по диаметру на две половины.

Ремонт аппарата заканчивается его испытанием. При гидравлическом испытании аппарат заполняется водой. Появление воды в воздушнике свидетельствует о заполнении аппарата. После закрытия воздушника давление в аппарате медленно повышается до контрольной величины. При этом давлении аппарат выдерживается 10 мин. затем давление снижается до рабочего значения, при котором осуществляется осмотр корпуса аппарата.

Правила безопасности при ремонте

Ремонт с применением сварки (пайки) и их элементов, работающих под давлением, должен проводиться по технологии, разработанной предприятием-изготовителем, конструкторской или ремонтной организацией до начала выполнения работ, а результаты ремонта заносятся в паспорт аппарата.

Ремонт аппаратов и их элементов, находящихся под давлением, не допускается.

До начала производства работ внутри аппарата, соединенного с другими общим трубопроводом, аппарат должен быть отделен от них заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы должны быть заглушены.

Применяемые для отключения аппарата заглушки, устанавливаемые между фланцами, должны быть соответствующей прочности и иметь выступающую часть (хвостовик), по которой определяется наличие поставленной заглушки.

При установке прокладок между фланцами они должны быть без хвостовиков.

При работе внутри аппарата (внутренний осмотр, ремонт, чистка и т.п.) должны применяться безопасные светильники на напряжение не выше 12 В, а при взрывоопасных средах - во взрывозащищенном исполнении.

3.6 Спецификация оборудования

Таблица 3.2.

N п/п	Позици он. обозначе- ние	Наименование оборудования	Кол. шт.	Характеристика	Материал	Метод защиты оборудования от коррозии
1	П-1 - П-4	Печь трубчатая блочная автоматизирован-ная ПТБ-10А ТУ 30-016283-00595	8	Q = 10 Гкал/ч Рр. 6,3 МПа	Ст. 09Г2С
2	С-1, С-4	Сепаратор первой ступени НГС-1-1,0-3000-2	4	V = 100 м3 Ррасч. 1,0 МПа	Ст. 09Г2С	Наружная поверхность: краска БТ-177 ГОСТ 5631-79 в 2 слоя по слою грунтовки ГФ-021 ГОСТ25 129-82 (теплоизолирован)
3	О-1, О-2	Отстойник ОГ-200П ХЛ	4	V = 200 м3 Ррасч. 0,8МПа	Ст. 09Г2С	Наружная поверхность: краска БТ-177 ГОСТ 5631-79 в 2 слоя по слою грунтовки ГФ-021 ГОСТ25 129-82 (теплоизолирован)
4	С-2, С-5	Сепаратор второй ступени НГС-1-1,0-3000-2	2	V = 100 м3 Ррасч. 1,0 МПа	Ст. 09Г2С	Наружная поверхность: краска БТ-177 ГОСТ 5631-79 в 2 слоя по слою грунтовки ГФ-021 ГОСТ25 129-82 (теплоизолирован)
5	Э-1	Электродегидратор ЭГ 200-10-3 ХЛ	8	V = 200 м3 Ррасч. 0,8МПа Q = 500 м3/ч	Ст. 09Г2С	Наружная поверхность: краска БТ-177 ГОСТ 5631-79 в 2 слоя по слою грунтовки ГФ-021 ГОСТ25 129-82 (теплоизолирован)
6	С-3, С-6	Сепаратор (КСУ) НГС-1-1,0-3000-2	2	V = 100 м3 Ррасч. 1,0 МПа	Ст. 09Г2С	Наружная поверхность: краска БТ-177 ГОСТ 5631-79 в 2 слоя по слою грунтовки ГФ-021 ГОСТ25 129-82

3.7 Вывод по механическому расчету

В разделе механическая часть были произведены расчеты основных элементов аппаратов на прочность, таких как: толщина стенки цилиндрической части аппарата, толщина стенки днищ, опор, фланцевых соединений, крепления сетчатого каплеотбойника сепаратора, коллектора ввода эмульсии в отстойник, опорных планок коллектора ввода эмульсии, и др.

Расчет показал что выбор конструкции, материала аппаратов и их элементов был сделан правильно. Это свидетельствует о безопасной и надежной работе расчитанных аппаратов при правильной их эксплуатации.

4. КИП и автоматизация производства

4.1 Контрольно измерительные приборы и автоматизация производства

Современные нефтеперерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, связанных между собой единым потоком продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Подготовка нефти производится круглосуточно, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль за работой технологических объектов и за их состоянием.

Автоматизация установок подготовки нефти позволяет улучшить контроль над основными параметрами процессов (давлением, температурой, расходом), что является залогом стабильности работы установки и необходимым условием для качественной подготовки нефти к транспорту.

4.2 Структура и контроль управления

Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса на УПН осуществляется из помещения операторной. Для этой цели здесь устанавливают щит оператора с приборами, отражающими состояние технологического процесса, на котором сигнализируются отклонения от нормы наиболее важных технологических параметров и аварийных остановок основных агрегатов. Органы дистанционного управления электропроводами монтируются на пульте оператора. Питающая и расчетная аппаратура, не требующая постоянного наблюдения со стороны оператора ЦПС, устанавливается в шкафах питания и редейных, которые размещаются за фасадом щита оператора.

Кроме того, на отдельных объектах ЦПС проектируется местные щиты контроля и управления (блок реагентного хозяйства, компрессорная станция, установка осушки газа, ПТБ - 10). Сигнал аварии с местных щитов контроля и управления выносится на щит оператора. Получая информацию о состоянии того или иного объекта, оператор имеет возможность проанализировать создавшееся положение и принять соответствующие меры об управляющем воздействии на объект. Текущая информация заносится оператором в вахтовый журнал.

4.3 Степень автоматизации

Для производственных объектов ЦПС предусматривается автоматизация на уровне комплексной. Относительная сложность и разнообразие технологического процесса, потребность в дистанционном управлении и контроле делает необходимым наличие на площадке ЦПС обслуживающего персонала и постоянное присутствие дежурного оператора. Для всех производственных объектов принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации.

4.4 Описание функциональной схемы локального регулирования основного узла

Эмульсия с выкида насоса Н-1 поступает в коллектор печи П - 2 (рис. 4.1). На входе в печь измеряется давление эмульсии (поз 17). При превышении давления срабатывает сигнализация.

Регулирование температуры нефти происходит при помощи изменения параметров газовоздушной смеси (поз. 4). Изменения параметров газовоздушной смеси осуществляется при помощи регуляторов (поз. 12, 3) и регулирующего клапана (поз. 6). Измерение расхода топливного газа осуществляется датчиком (поз, 2). Регулирование давления топливного газа осуществляется регулятором (поз. 3), который подает регулирующее воздействие на регулирующий клапан (поз. 6). При срыве пламени одной из горелок (поз. 15) и превышении давления выше установленного значения (поз. 7-10) срабатывает блокировка - прекращается подача газа в топочное устройство (поз. 6) и включается сигнализация. Измерение температуры дымовых газов осуществляется датчиками температуры (поз. 20-23). На выходе дымовых газов установлены датчики контроля состава дымовых газов для СО (поз. 24), для NOx (поз. 25).

На входе в сепаратор измеряется температура (поз. 11) и давление эмульсии (поз. 26). При отклонении параметров срабатывает сигнализация. Регулирование давления осуществляется регулятором давления (поз. 30), который подает регулирующее воздействие на регулирующий клапан (поз. 29). При изменении давления за пределы нормального режима работы срабатывает сигнализация. Уровень поддерживается регулятором (поз. 27) и регулирующим клапаном (поз. 31). При выходе уровня жидкости за пределы нормального режима работы срабатывает сигнализация. Температура в сепараторе С-2 измеряется датчиком температуры (поз. 28). Нефть из сепаратора С-2 поступает в блок электродегидраторов.

На входе в блок электродегидраторов измеряется температура (поз. 34), расход (поз. 32), давление (поз. 33). При отклонении от рабочих параметров срабатывает сигнализация. Давление в электродегидраторе поддерживается с помощью регулятора (поз. 35) и регулирующего клапана (поз. 36). При превышении давления срабатывает сигнализация.

Уровень в электродегидраторе поддерживается регулятором (поз. 43), воздействующим на клапан (поз. 44). На выходе из дегидратора измеряется расход товарной нефти (поз. 38) и её влагосодержание (поз. 39). При отклонении уровня от заданных параметров происходит отключение трансформатора для защиты электродов от замыкания регулятором (поз. 43). Наличие напряжения на электродах и сила тока в обмотке трансформатора контролируются прибором (поз. 40), уровень масла в трансформаторе контролируется при помощи уровнемера (поз. 37). При отклонении от заданных параметров срабатывает сигнализация и отключается питание трансформатора.

Для измерения количества подтоварной воды на линии выхода установлен датчик (поз. 42).

Нефть из блока электродегидраторов поступает в сепараторы КСУ.

4.5 Описание микропроцессора

Доступность на российском рынке современной высококачественной модульной IBM PC совместимой промышленной электроники дает разработчикам прекрасный шанс создания автоматизированных приборов и систем, не уступающих по большинству параметров (в т.ч. по качеству и надежности) аналогам производства таких специализированных фирм.

Семейство SLC-500 - это семейство малых программируемых контроллеров производитель - Allen Bradley. SLC-500 предлагает широкий выбор модулей дискретного В/В, которые позволяют строить системы управления с минимальными затратами.

Наличие 32-канальных модулей В/В снижает требования к монтажному пространству. Модульные контролеры SLC-500 предлагают дополнительную гибкость конфигурирования системы, более мощные процессора и большую емкость Ввода / Вывода. Выбирая соответствующие шасси, источники питания, процессоры, дискретные или специальные модули Ввода / Вывода можно создать систему, спроектированную для конкретного применения.

Микропроцессорный контроллер выполняет следующие функции:

сбор информации от первичных аналоговых и дискретных датчиков и нормирующих преобразователей;

в соответствии с заданной программой работы контроллера обработка полученной информации;

вычисление регулирующего воздействия по ПИ-закону регулирования (для регулируемых параметров) и передачи его на исполнительные механизмы;

Конкретный набор модулей в каркасе программируемого контроллера (ПК) является проектно компонуемым и зависит от количества сигналов поступающих с объекта автоматизации.

В таблице 4.1 приведена спецификация контрольно - измерительных приборов.

Рисунок 4.1. Схема локального регулирования основного узла

Таблица 4.1. Спецификация контрольно - измерительных приборов

Поз.	Обозначение	Функции	Назначение	Марка прибора
1	PIRCA	Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация	Регулирование давления топливного газа	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
2	FQIR	Измерение, регистрация	Измерение расхода топливного газа	Диафрагма камерная ДСК-10-100-А/Б-3
3	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования давления топливного газа	Клапан регулятор Fisher-rosemount 67AFR
4	PIRCA	Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация	Регулирование соотношения «газ-воздух»	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
5	BSА	Контроль, сигнализация, регистрация, управление	Розжиг и контроль пламени печи	Система MACTRONIC
6	NIS	Блокировка	Исполнение отключения подачи топливного газа	Отсекатель Fisher-rosemount 377 L
7 -10	PISA	Индикация, контроль, блокировка, сигнализация	Измерение давления в камере печи	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
11	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования давления воздуха, соотношения «газ-воздух»	Клапан регулятор Fisher-rosemount 67AFR
12	PIRCA	Индикация, контроль, регулирование, регистрация сигнализация	Регулирование давления воздуха	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
13	FQIRА	Измерение, регистрация, регулирование, сигнализация	Измерение расхода воздуха	Диафрагма камерная ДСК-10-100-А/Б-3
14	ТIRCA	Индикация, контроль, регулирование, сигнализация	Регулирование температуры нефти на выходе П-2	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
15	PIR	Измерение, регистрация	Измерение давления пилотного газа	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
16	PIRА	Показание, регистрация, сигнализация	Измерение давления на входе в печь П-2	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
17	FQIRА	Измерение, регистрация, регулирование, сигнализация	Измерение расхода нефтяной эмульсии	Диафрагма камерная ДСК-10-300-А/Б-3
18	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования расхода нефтяной эмульсии	Клапан регулятор Fisher-rosemount 67AFR
19	TIR	Показание, регистрация	Измерение температуры на входе в печь П-2	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
20-23	TIR	Показание, регистрация	Измерение температуры дымовых газов	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
24,25	QIRA	Измерение, регистрация, сигнализация	Измерение выброса NOх и СО в атмаоферу	Oximetr 4000
26	PIRА	Показание, регистрация, сигнализация	Измерение давления на выходе из печи П-2	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
27	LIRСA	Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация	Регулирование уровня в сепараторе С-2	Уровнемер промышленный ультозвуковой Гамма-ДУУ2
28	TIR	Показание, регистрация	Измерение температуры в сепараторе С-2	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
29	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования давления в сепараторе С-2	Клапан регулирующий двухседельный МИМ, ЭПП
30	PIRCA	Индикация, контроль, регулирование, регистрация сигнализация	Регулирование давления в сепараторе С-2	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
31	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования уровня в сепараторе С-2	Клапан регулирующий двухседельный МИМ, ЭПП
32	FQIR	Измерение, регистрация, регулирование,	Измерение расхода нефтяной эмульсии перед ЭГ-1	Диафрагма камерная ДСК-10-250-А/Б-3
33	PIRА	Показание, регистрация, сигнализация	Измерение давления на входе в электродегидратор	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
34	ТIRA	Индикация, контроль, сигнализация	Измерение температуры нефти на входе в электродегидратор	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
35	PIRCA	Индикация, контроль, регулирование, регистрация сигнализация	Регулирование давления в электродегидраторе ЭГ-1	Интеллектуальный датчик давления 3051T, TG, CD
36	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования давления в электродегидраторе	Клапан регулятор Fisher-rosemount 67AFR
37	LICA	Показание, регистрация, сигнализация	Измерение уровня масла в трансформаторе электродегидратора ЭГ-1	ПИУ-3
38	FQIR	Измерение, регистрация, регулирование,	Измерение расхода нефти после ЭГ-1	Диафрагма камерная ДСК-10-200-А/Б-3
39	MIRA	Индикация, контроль, регистрация, сигнализация	Измерение обводненности	Влагомер нефти AGAR OW-102
40	ЕI	Показание, регистрация, сигнализация	Измерение силы тока в обмотке трансформатора, напряжения на электрордах
41	ТIRA	Индикация, контроль, сигнализация	Измерение температуры нефти в электродегидраторt	Программируемый датчик температуры 224 ЕН
42	FQIR	Измерение, регистрация, регулирование,	Измерение расхода подтоварной воды	Диафрагма камерная ДСК-10-150-А/Б-3
43	LIRСA	Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация	Регулирование уровня в ЭГ-1	Детектор раздела фаз AGAR ID-201, датчик раздела фаз Сапфир 22 ДУ-Вн
44	NIS	Регулирование	Исполнение регулирования воды в электродегидраторе	Клапан регулятор Fisher-rosemount 67AFR

5. Безопасность и экологичность проекта

Технологическая установка подготовки нефти является взpывопо-жароопасным объектом. Применяемые на установке реагенты обладают токсичностью и являются опасными для здоровья человека. Вредное влияние, оказываемое нефтепродуктами на организм человека при систематическом соприкосновении с ними или вдыхание их паров, может привести к профзаболеваниям и отравлениям. Анализ причин пожаров, взрывов и несчастных случаях на нефтеперерабатывающих предприятиях показывает, что в подавляющем большинстве они возникли из-за несоблюдения графика планово-предупредительного ремонта, из-за отклонения технологического режима, а зачастую из-за незнания или грубого нарушения техники безопасности.

5.1 Обеспечение безопасности работающих

Характеристика условий труда

Нефть содержит в себе углеводороды, которые образуют при определенных концентрациях с воздухом взрывоопасные и пожароопасные смеси. Ввиду того, что пары углеводородов тяжелее воздуха и собираются в низких местах, углублениях, набольшую опасность представляют лотки, приямки, колодцы, где могут образовываться взрывоопасные смеси паров с воздухом.

Углеводороды действуют на организм человека наркотически раздражающе, возбуждают нервную систему, а при попадании на кожу человека могут вызывать раздражение.

Возможно нанесение травмы вращающимися, движущимися частями механизмов, поражение электрическим током, ожоги паром и другими горячими предметами. Рабочие, допущенные к работе на производстве, должны знать свойства используемых в процессе химических веществ, их действие на организм человека и меры предупреждения взрывов, пожаров, отравлений и травм.

По степени воздействия на организм человека, нефть относится к четвертому классу малоопасных веществ. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов нефти С1 - С10 в воздухе рабочей зоны (в перерасчете на углерод) составляет 300 мг/м3.

По характеру воздействия на обслуживающий персонал УПН опасные и вредные факторы подразделяются согласно ГОСТ 12.0.003-74 на четыре группы: физические, химические, психофизиологические, биологические.

Нарушение требований безопасности к производственному оборудованию (ГОСТ 12.2.003-91), производственных инструкций по технике безопасности по профессиям и видам работ, нормативно - технической документации приводит к авариям, несчастным случаям.

Опасные факторы, действующие на установке:

· использование, пеpеpаботка на установке значительных количеств ЛВЖ (нефти) при ее сепарации, обезвоживании, обессоливании, перекачке и хранении в pезеpвyаpах;

· наличие избыточного давления, взрывоопасных газов в аппаратах на стадии сепарации и компpемиpования;

· испарение легких фракций из нефти при ее хранении в pезеpвyаpном парке;

· использование в качестве топлива попутного газа;

· применение открытого пламени в печах;

· сжигание выбросов попутного газа на факелах;

· наличие опасного высокого напряжения электрического тока в электpодегидpатоpах, электродвигателях, насосов и компрессоров;

· наличие испарений через неплотности дренажной системы и при «дыхании» резервуаров очистных сооружений;

· применение в процессе подготовки нефти деэмyльгатоpов, обладающих токсичностью.

Сведения о пожаpоопасности, токсичности сырья, получаемых пpодyктов и отходов, применяемых реагентов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Пожароопасность и токсичность сырья, получаемых продуктов и применяемых реагентов, а также жидких и газообразных отходов

Характеристика	Наименование вещества
	Сырая нефть	Товарная нефть	Попутный газ нефти, топливный газ, газ на факел	Ингибитор коррозии	Деэмульгатор
Плотность по воздуху	3,5	3,5	0,5543	-	-
Предельно-допустимая концентрация в рабочей зоне, мг/м3	300	300	300	5	3
Класс опасности	4	4	4	3	2

Действие на организм	Вызывает сонливость, утомление, головокружение, головные боли	Обладает наркотич. свойствами	В больших концентрациях обладает наркотическим действием.	Воздействует на нервную систему, печень, почки, разрушает слизистую оболочку глаз	-
Температура вспышки, 0С	меньше 18	35	-	28	меньше 17
Температура самовоспламенения, 0С	+200 - 300	+200 - 300	+537	+150	+200
Пределы взрывоопасности, % об	5-16	5-16	3,2-13,6	2,5-36,5	-
Удель- ный вес г/см3	0,850-0,926	0,865	0,001	1,2	0,93-0,95

Освещение производственных помещений

При освещении производственных помещений используется естественное - за счёт солнечного излучения, искусственное - за счёт источников искусственного света, и совмещённое освещение.

Освещённость нормируется СНиП 23 - 05 - 95.

Расчёт искусственного освещения.

Таблица 5.2. Нормируемая освещённость по СНиП 23 - 05 - 95

Цех, учас-ток, зона.	Мини-мальный размер объекта, мм	Разряд и подразряд зрительной работы	Характер фона и контр. объекта фон/контр	Вид осве-щения Иск/ест	Норма освещения	Ист. све-та	Тип све-тиль-ника	Мощн. ламп, Вт
					Иск. освещ., лк	Естес. освещ., %
Поме-щение опера-торной	0,5 - 1	IV б	средн. / малый	Общ./ бок.	200	2,5	ЛБ 65	диф.-расс. отр.	65

Произведем расчет искусственного освещения помещения операторной по коэффициенту использования светового потока по следующим формулам:

i = S/[H_p • (А + В)] (5.1)

где i - индекс помещения;

S - площадь освещаемого помещения (S = 35 м²);

H_p - принятая высота подвеса светильников (H_p = 2,5 м);

А - длина помещения (Д = 7 м);

В-ширина помещения (В = 5 м).

Тогда i = 35/[2,5 • (7 +5)] = 1,2.

N = Е_н • S • R •Z/(F •з) (5.2)

где N - количество ламп;

Е_н - нормираванная минимальная освещенность, лк;

R - коэффициент запаса (1,3 - 1,8);

Z - поправочный коэффициент учитывающий неравномерность освещения (1,1 - 1,5);

S - площадь освещаемого помещения, (S = 35 м²);

F - световой поток выбранных ламп, лм F = 4550;

з - коэффициент светового потока (з = 40%).

N = 200 • 1,5 • 35 • 1,3/ 4550 •0,4 = 7,5;

По результатам расчета для освещения помещения операторной принимаются четыре светильника с диффузно - рассеивающим отражением, по две лампы в каждом, оснащенные лампами ЛБ-65 с величиной световой отдачи 70,0 лм / Вт. В помещении операторной необходимо предусмотреть аварийное освещение (5% основного, но не менее 2 лк), а также в нефтяной лаборатории в помещении для анализа нефтепродуктов. Аварийное, эвакуационное освещение (на полу помещений не менее 2 лк, на открытых территориях не менее 0,2 лк) необходимо в насосных, компрессорных станциях, открытых площадках электродегидраторов, отстойников, сепараторов, на складе реагента - деэмульгатора, на площадках дозирования реагента. Вдоль границы территории цеха устроено охранное освещение.

Санитарно-гигиенические условия труда приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3. Санитарно-гигиенические условия труда в производственных помещениях

Показатели	Производственные помещения
	операторная	насосная
Характеристика тяжести работы	I-б (легкая)	II-б (средней тяжести)
Холодный/теплый период, температура, 0С, норма	20 - 24/21 - 28	13 - 23/16-27
Относительная влажность, %, норма	15-75	15 - 75
Скорость движения воздуха, м/c, норма	< 0,2	< 0,4
Тип системы вентиляции (общеобменная, местная, приточная, вытяжная, приточно-вытяжная, аварийная)	Общеобменная, приточная	Приточно-вытяжная
Баланс воздухообмена (отрицательный, положительный, уравновешенный) Кратность воздухообмена, 1/ч	Полож. 2 - 3	6
Отопление: (система отопления) теплоноситель и его параметры	Пар, 1200С, 2 атм.	Пар, 1200С, 2 атм.
Естественное освещение (вид) разряд и подразряд зрительной работы площадь помещения, м2 площадь световых проемов, КЕО, %, норма	Боковое IVб 35 2	VIII
Виды рабочего искусственного освещения источники света освещенность, лк, норма светильники мощность ламп в светильниках, Вт количество светильников	Общее Люминесцентные лампы 200 Рассеянного света 65 10	Общее Галогеновые лампы 200 Рассеянного света
Аварийное освещение (вид) Источники питания аварийного освещения Освещенность: на путях эвакуации, лк на рабочих местах, лк	Дизельная электростанция 10 25	Дизельная электростанция 25 25
Источники шума в помещении	Вентилятор, электрооборудование	Насосные агрегаты, электродвигатели
Нормируемые параметры, дБА, норма	65	80
Источники вибрации	-	Насосные агрегаты, электродвигатели
Нормируемые параметры, м/с (дБ), норма	-	0,2*10-2 (92)

Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей

Все рабочие, ИТР, поступающие в цех ППН, или переводимые с одного объекта на другой, могут быть допущены к самостоятельной работе только после прохождения ими инструктажа по ТБ, пожарной безопасности, стажировке на рабочем месте и проверке полученных ими знаний. Все работающие должны быть обеспечены соответствующей спецодеждой, спецобувью, предохранительными приспособлениями, которые должны выдавать по установленной форме.

Все применяемые на установке вещества относятся к yмеpенно опасным и могут вызвать отравления при попадании внyтpь организма.

Обслyживающемy пеpсоналy необходимо: соблюдать правила техники безопасности и производственной санитарии; находиться на рабочем месте в спецодежде; иметь и уметь пользоваться индивидуальными средствами защиты.

Для защиты органов дыхания применяются: фильтрующие противогазы марки «А» и «БКФ»; шланговые противогазы марки ПШ-1 и ПШ-2 (при работе в аппаратах заглубленных емкостях и колодцах).

При работе с деэмyльгатоpами обслуживающий персонал должен применять: резиновый фартук; резиновые перчатки; защитные очки; резиновые сапоги.

В качестве компенсации производственной вредности производятся надбавки, выдаётся молоко 0,5 л. за смену (или заменяющие молоко продукты). Продолжительность смены не более 12 часов. Время работы не более 40 ч. в неделю, 160 ч. в месяц.

Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества

Электрические установки представляют для человека большую потенциальную опасность, которая усугубляется тем, что органы чувств человека не могут на расстоянии обнаружить наличие электрического напряжения на оборудовании. Среди причин смертельных несчастных случаев на долю электротравм приходится 20 - 40%.

Электрооборудование, которое предполагается установить на объекте, питается от сети переменного тока, напряжением, в зависимости от назначения, 220 (двухфазная сеть) и 380 В (трехфазная сеть). Все устанавливаемое оборудование имеет взрывобезопасное исполнение. Уровень взрывозащиты - 2 (повышенной надежности против взрыва). Вид взрывозащиты - i (искробезопасная цепь).

Для защиты от попадания металлоконструкций под напряжение, а так же для отвода статического электричества и молниезащиты предусмотрено заземление всех металлоконструкций, корпусов и оболочек аппаратов высокого и низкого напряжения, присоединены к общему контуру заземления.

Меpопpиятия по обеспечению пpотивопожаpной защиты

На ЦПС основными вредными, токсичными, взрыво - и пожароопасным веществами, находящимися в производстве, являются: нефть, нефтяной газ, реагенты, неочищенные пластовые воды.

Сооружения ЦПС размещаются на безопасном расстоянии друг от друга согласно противопожарных норм проектирования. Каждому помещению, зоне присваивается категория и класс по пожаро - и взрывоопасности табл. 6.4. В целях предотвращения разлива нефти резервуары с нефтью, пластовыми и сточными водами имеют обвалования, а площадки наружных технологических установок - бортовое ограждение.

Для тушения нефти и нефтепpодyктов применяются: пеноpаствоp; водяной пар; огнетушители пенные и порошковые; песок.

Таблица 5.4.

№ п/п	Наименование помещений наружных участков и оборудования	Категория пожаропасности помещений и установок	Классификация помещений наружных установок по ПУЭ	Санитарная характеристика веществ, использованных и образующихся в производстве
			класс помещений	категория и группа взрывоопасных смесей
1.	Единый технологический блок: - этажерка - блок управления	Ан А	В-1г В-1а	II А-Т3 по нефти	Нефть, газ попутный; Класс опасности 4
2.	Концевая сепарационная установка	Ан	В-1г	II А-Т3 по нефти	Нефть, газ попутный; Класс опасности 4
3.	Насосный блок	А	В-1а	II А-Т3 по нефти	Нефть: класс опасности 4
4.	Площадка печей: - печь - блок управления	Ан А	В-1г В-1а	II А-Т3 по нефти II А-Т1 по метану	Нефть, Газ топливный
5.	Блок подготовки и дозирования ингибитора коррозии	А	В-1а	II А-Т3	Ингибитор класс опасности 3
6.	Резервуарный парк	Ан	В-1г	II А-Т3	Нефть, газ попутный; класс опасности 4
7.	Блок боксы погружных насосов	Ан	В-1а	II А-Т3	Нефть класс опасности 4
8.	Воздушная компрессорная	Д	-	II А-Т3	Воздух не опасен
9.	Операторная	Д	-	II А-Т3	-
10.	Противопожарная насосная станция	Д	-	II А-Т3	Вода не опасна

Для тушения электроустановок применяются углекислотные и порошковые огнетушители.

Огнетушители на установке расположены: в насосных и компpессоpных боксах; в операторной; в блоках печей.

Одним из способов пpедyпpеждения пожаров является строгое соблюдение правил пожарной профилактики. Пpотивопожаpные мероприятия должны обеспечить безаваpийнyю pаботy установки. Возможность ликвидации пожара в начальной стадии его возникновения имеющимися на установке первичными средствами пожаpотyшения обеспечивается наличием подъездных путей, подъездов и дорог, подъездов пожарной техники к объектам и возможности подключения ее к сети пожарного водоснабжения.

В случае возникновения пожара в операторную поступает сигнал от термодатчиков, установленных в помещениях объектов УПН или от ручных пожарных извещателей. При поступлении сигнала от термодатчика или извещателя автоматически подаётся импульс на включение оборудования и открытия задвижек в направлении горящего объекта.

Техника безопасности при эксплуатации сепаратора

1. Эксплуатация аппарата должна производиться в соответствия с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (раздел 5-7) Норм и Правил, действующих в соответствующих отраслях промышленности, технологического регламента и должностных инструкция по безопасному ведению технологического процесса.

2. Эксплуатация сепаратора должна производиться на параметры, не превышающие указанные в паспорте сепаратора.

Эксплуатация сепаратора на параметры, отличающиеся от указанных в паспорте, допускается только после согласования с разработчиком технического проекта.

3. Сброс газа из сепаратора допускается только через трубопроводы выхода газа на факел и свечу. Запрещается сброс газа осуществлять через зазор разведенных Фланцев.

4. Для контроля за отсутствием давления внутри аппарата используется штуцер «для нанометра».

5. Сепаратор должен быть защищен от превышения давления предохранительными клапанами.

6. При работе сепаратора необходимо постоянное измерение, регистрация перепада давления на каплеуловителях и сигнализация перепада давления более 0,005МПа.

7. Сепаратор должен быть остановлен:

1) при повышении давления выше разрешенного технической характеристикой;

2) при неисправности предохранительных клапанов;

3) при обнаружении в основных, элементах аппарата трещин, выпучин, значительного утонения стенок, пропусков, потения в сварных швах;

4) при показаниях дифманометра перепада давления более 0.005МПа на каплеуловителе_;

5) при неисправности или неполном количестве крепежных деталей фланцевых соединений;

6) при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

7) При неисправности указателя, сигнализатора и регулятора уровня;

8) при неисправности (отсутствии) предусмотренных проектом контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;

9) в аварийных случаях (при отключении электроэнергии, прекращении подачи сжатого воздуха);

10) при возникновении пожара, непосредственно угрожающего аппарату под давлением и т.д.

8. Разборка сепаратора, остановленного для внутреннего осмотра, чистки, ремонта и т.д., может производиться только после сброса давления, освобождения его от продукта производства и отключения заглушками с видимыми хвостовиками, установленными во фланцевых разъемах от всех трубопроводов, соединяющих его с источниками давления или с другим технологическим оборудованием.

Сепаратор перед вскрытием должен быть продут инертным газом, пропарен или промыт водой, просушен.

углеводородный конденсат, удаляемый из сепаратора, должен быть собран в емкость. Запрещается сливать конденсат на землю.

9. Проведение ремонтных и других видов работ с сепаратором во время его работы не допускается.

10. Для осуществления контроля за скоростью коррозии (не более 0.1 мм/год) расчетных элементов аппаратов необходимо не реже одного раза в два года производить замер толщины стенки аппарата неразрушающими методами контроля.

При эксплуатации аппарата на средах с повышенной коррозией (более 0.1 мм в год) контроль за скоростью коррозии должен осуществляться в соответствии с требованиями для объекта в целом.

11. При очистке внутренней поверхности аппарата от отложений сернистого железа или невыясненных осадков указанные поверхности увлажняются водой.

12. Эксплуатация сепаратора в режиме возможного гидратообразования запрещается.

13. Нормальная работа сепаратора при наличии жидких углеводородов, склонных к застыванию при рабочей температуре не гарантируется.

14. Для поддержания уровня жидкости в сепараторе рекомендуется пропорциональное регулирование сброса жидкости из аппарата.

15. С целью предупреждения накопления механических примесей необходимо периодически производить промывку аппарата.

Периодичность промывки должна быть определена в процессе эксплуатации в зависимости от количества содержания твердых частиц в газожидкостной смеси.

16. Во время работы аппарата необходимо следить за показаниями приборов и сигнализаций.

17. Основным методом контроля за надежной и безопасной работой аппарата является его техническое освидетельствование, при котором проверяется состояние аппарата.

Техническое освидетельствование аппарата должно соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

5.2 Оценка экологичности проекта

На установку подготовку нефти поступает сырая нефть, которая разделяется на:

1. Товарную нефть (обезвоженную и обессоленную);

2. Попутный газ;

3. Воду;

4. Некондиционные газы.

Товарная нефть с установки поступает на внешнюю перекачку в магистральный нефтепровод, попутный газ - на установку комплексной подготовки газа. Вода, пройдя систему очистных сооружений, направляется на промыслы в систему поддержания пластового давления, а некондиционные газы, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна, направляются на факел.

Сжигание сбрасываемых газов на факельных устройствах позволяет значительно уменьшить загрязнение окружающей среды токсичными и горючими веществами.

К факельным устройствам предъявляются следующие требования:

· Полнота сжигания, исключающая образование вредных промежуточных продуктов;

· Сжигание, исключающее образование дыма и сажи;

· Устойчивость факела при изменении расхода и состава сбрасываемых газов;

· Безопасное воспламенение, бесшумность.

Защита атмосферы

Источниками загрязнения атмосферы на предприятии являются:

- факелы, дымовые трубы отопительной котельной, дымовые трубы трубчатых подогревателей;

- не герметичность оборудования и трубопроводов, аварийные ситуации, вентвыбросы.

Вредные вещества, выбрасываемые источниками загрязнения следующие:

- сажа и окись углерода, образующаяся в результате не полного сгорания газа, сернистый ангидрид (SО2), образующийся при сгорании сероводорода, содержащегося в газе и оксиды азота, образующиеся при высоких температурах из азота воздуха;

- сырой газ, сухой газ, топливный газ.

Обеспечение безопасной работы УПН прежде всего связано с обеспечением герметичности всей технологической цепочки.

Исключение разгерметизации оборудования предусмотрено при проектировании объекта.

Меры, направленные на предотвращение разгерметизации оборудования и трубопроводов следующие:

- материалы, конструкции сосудов и трубопроводов рассчитаны на обеспечение прочности и надежной эксплуатации в рабочем диапазоне температур;

- все соединение трубопроводов выполнены сварными, за исключением фланцевых соединений в местах присоединения арматуры и аппаратов;

- расчетная толщина стенок сосудов определена с учетом расчетного срока эксплуатации и прибавки на компенсацию коррозии;

- наружная поверхность оборудования и трубопроводов имеет антикоррозионное покрытие;

- арматура на трубопроводах предусмотрена из хладостойких сталей.

Состояние воздушной среды в производственных помещениях и в целом по предприятию контролируется заводской химической лаборатории на соответствие ПДК по графику, согласованного с комитетом по охране природы.

Ежегодно в специальных уполномоченных органах по охране природы оформляется разрешение на выбросы вредных веществ в атмосферу, размещение отходов. Раз в пять лет рассчитываются нормативы предельно-допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу.

Защита гидросферы

В результате технологического процесса на УПН образуются сточные воды, содержащие нефтяные и взвешенные вещества:

- пластовая вода;

- дождевые стоки с территории технологических площадок и

обвалований резервуаров.

Для утилизации сточных вод запроектированы раздельные системы канализации:

- напорная сеть - транспортирующая пластовую воду от аппаратов подготовки нефти;

- производственно - ливневая;

- производственная.

Производственно - ливневые стоки по самотечным трубопроводам поступают в емкость для сбора промышленных стоков, а затем перекачиваются в отстойники пластовой воды, где в результате отстоя в течение 8-16 часов достигается очистка стоков до нужных концентраций.

Пластовая вода и дождевые стоки проходят процесс очистки путем механического отстоя в резервуарах отстойниках (РВС 5000 м³). Очищенные стоки самотеком поступают на насосную откачку очищенных стоков и закачиваются в систему ППД. Согласно данным СибНИИНП о допустимых нормах содержания загрязнений в закачиваемых водах месторождений Западной Сибири сточные воды перед закачкой в пласт должны содержать:

- нефтепродуктов не более 45 мг/л;

- механических примесей не более 30 мг/л.

Предусмотренные проектные решения и мероприятия по охране окружающей среды практически исключают возможность прямого загрязнения почвы, поверхностных и грунтовых вод.

Для предотвращения попадания вредных веществ в почву и грунтовые воды предусмотрены асфальтовые покрытия технологических площадок, обвалование резервуаров, сбор дождевых стоков, герметизированная система подготовки нефти, применение коррозионно-стойких труб; благоустройство территории площадок.

Защита литосферы

Наибольший объем отходов образуется в виде шламов, скапливающихся в резервуарах. Шламы из резервуаров периодически перекачиваются в шламонаполнитель, откуда вывозится автотранспортом на центр по отмывке шлама и нефтезагрязненных грунтов, запроектированным на площадке ЦПС, где производится их очистка и дальнейшее использование при строительстве автодорог.

Шламопоглотитель запроектирован V=200 м³, в конструкции шламопоглотителя предусмотрен колодец для сбора отстоявшейся воды, которая поступает через дренажные отверстия в стенке колодца. Накопившаяся в колодце вода отводится самотеком по трубе в другой колодец большего диаметра, имеющего отстойную часть. По мере накопления воды из 2-го колодца вывозится автомашинами в емкость для сбора промышленных стоков, откуда насосом перекачивается в резервуары-отстойники. Конструкция шламопоглотителя исключает загрязнения почв и грунтовых вод.

Годовой объем накопившегося шлама 1075 м³, класс опасности неочищенного шлама 3.

5.3 Чрезвычайные ситуации

Чрезвычайная ситуация - это обстановка на определенной территории, сложившаяся в результате аварий, опасного явления, катастрофы или иного бедствия, которые повлекли или могут повлечь человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и окружающей среде, значительные материальные затраты и нарушение условий жизни людей.

Для Тюменской области характерны чрезвычайные ситуации как природного, так и техногенного характера.

К чрезвычайным ситуациям природного характера относятся: лесные и торфяные пожары; сильные морозы (ниже -40 ⁰С); метели и снежные заносы; ураганные ветры.

Чрезвычайные ситуации техногенного характера - это пожары; взрывы паровоздушных смесей; разливы сильнодействующих ядовитых веществ; отключение электроэнергии; отключение тепла и воды.

На УПН производится контроль загазованной среды, что может предупредить ЧС техногенного характера.

Чтобы избежать лесных и торфяных пожаров, производится вырубка лесного массива вблизи с установкой ставятся ограждения. Летом производится покос травы. Зимой постоянно производят уборку территорий УПН от снега, все оборудование которое находится вне помещения снабжены изоляцией и теплоспутниками. Производится отопление помещений.

Для предотвращения террористических актов на территории цеха ведется видеонаблюдение и установлен контрольно пропускной режим. Вся территория цеха окружена ограждением. Персонал охраны осуществляет обход объекта по периметру с определенным интервалом времени.

Причины возникновения аварийных ситуаций и неполадок технологического процесса можно условно объединить в следующие группы:

- отказы (неполадки) оборудования;

- ошибочные действия персонала;

- внешние воздействия природного и техногенного характера.

Отказы (неполадки) оборудования возникают при прекращении подачи энергоресурсов (электроэнергии, топливного газа), при коррозии оборудования и трубопроводов. Аварии также могут возникнуть при механических повреждениях и температурных деформациях оборудования.

Ошибочные действия персонала представляют наибольшую опасность при пуске и остановке оборудования в связи с заполнением или опорожнением аппаратов опасными веществами. В случае ошибочных действий может произойти разгерметизация оборудования и, как следствие, крупномасштабная авария.

Установка должна быть остановлена аварийно по плану ликвидации аварии в случае прекращения подачи электроэнергии, сырья, воды, при пожаре, разрушении коммуникаций и аппаратов, а также в случае аварии на соседнем объекте, которая представляет угрозу для цеха.

К работам на установке допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке медосмотр, обучение и инструктаж.

После прохождения стажировки на рабочем месте обслуживающий персонал сдает экзамен на допуск к самостоятельной работе.

Действия обслуживающего персонала УПН в аварийных ситуациях должны быть направлены:

- на спасение людей, находящихся в опасной зоне при аварии и оказание первой помощи пострадавшим;