Капитальный ремонт оборудования электрообессоливающей установки Чаяндинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ

Отделение сооружения объектов нефтегазохимии

21.02.03 Сооружение и эксплуатация

газонефтепроводов и газонефтехранилищ

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Капитальный ремонт оборудования электрообессоливающей установки Чаяндинского месторождения

Выполнил: обучающийся очной формы обучения

Осинцев Владислав Сергеевич

Руководитель: Войцеховский Дмитрий Николаевич

Консультант: Мареев Евгений Сергеевич

Тюмень, 2022



МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ

ЗАДАНИЕ

на выпускную квалификационную работу (ВКР)

Обучающемуся III курса группы ЭГНт-19-(11)-1, специальности 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Осинцеву Владиславу Сергеевич

Ф.И.О. руководителя ВКР: Войцеховский Дмитрий Николаевич

Тема ВКР: Капитальный ремонт оборудования электрообессоливающей установки Чаяндинского месторождения

Утверждена приказом по многопрофильному колледжу от 03.04.2021 №30-8007-04-01-60а

Срок предоставления законченной ВКР: «11» июня 2022 г.

Исходные данные к ВКР: Место расположения РВС - район с. Чуя республики Саха (Якутия). Электродегидратор типа ЭГ-200; вид продукта - сырая нефть с содержанием влаги 5%; техническая документация к проведению капитального ремонта электродегидратора, локальные нормативные документ компании ПАО Газпром-нефть.

Содержание графических работ:

Лист 1. Технологическая схема установки ЭЛОУ;

Лист 2. Общий вид резервуара электродегидратора типа ЭГ-200;

Лист 3. Технология проведения капитального ремонта.

Пояснительная записка:

Введение (актуальность, цель, задачи, объект и предмет исследования выпускной квалификационной работы)

Раздел 1. Общая часть (Описание установки ЭЛОУ, объекта и предмета исследования, организации, климатических и гидрогеологических условий местности)

Раздел 2. Технологическая часть (порядок вывода объекта в капитальный ремонт, описание подготовки объекта к капитальному ремонту, процесс ведения капитального ремонта, гидравлические испытания, контроль качества работ)

Раздел 3. Расчетная часть (расчет технологических параметров электродегидратора после капитального ремонта)

Раздел 4. Экономическая часть (общий расчет сметной стоимости капитального ремонта)

Раздел 5. Охрана труда (Опасные и вредные факторы, требования безопасности при производстве работ)

Заключение (общие выводы теме ВКР)

Список использованных источников

Баланс времени при выполнении ВКР:

капитальный ремонт электродегидратор технологический

Введение	02 дня	16.05.2022г. - 17.05.2022г.
		(календарные сроки выполнения)
Раздел 1.Общая часть	03 дня	18.05.2022г. - 20.05.2022г.
		(календарные сроки выполнения)
Раздел 2. Технологическая часть	06 дней	21.05.2022г. - 27.05.2022г.
		(календарные сроки выполнения)
Раздел 3. Расчетная часть	03 дня	28.05.2022г. - 31.05.2022 г.
		(календарные сроки выполнения) 01.06.2022г. - 03.06.2022г.
Раздел 4. Экономическая часть	03 дня
		(календарные сроки выполнения)
Раздел 5. Охрана труда	02 дня	04.06.2022г. - 06.06.2022г.
		(календарные сроки выполнения)
Заключение	01 день	07.06.2022г.
		(календарные сроки выполнения)
Список использованных источников	01 день	08.06.2022г.
		(календарные сроки выполнения)

Наименование предприятия, на котором обучающийся проходит преддипломную практику

Руководитель ВКР преподаватель Войцеховский Дмитрий Николаевич

(должность, Ф.И.О.)

Дата выдачи задания «05» марта 2022 г. __________________________

(подпись руководителя)

Рассмотрено на цикловой комиссии ЭГН и СП «01» марта 2022 г. Протокол № 7

Задание принял к исполнению «05» марта 2022 г. _____________/В.С. Осинцев

(подпись обучающегося) (инициалы, фамилия)



Содержание

Перечень принятых сокращений

Введение

1. Общая часть

1.1 Природно-климатические условия района эксплуатации

1.2 Описание объекта

1.3 Описание организации, эксплуатирующие месторождение

2. Технологическая часть

2.1 Характер износа оборудования

2.2 Диагностика технического состояния оборудования

2.3 Техническое обслуживание и ремонт электродегидратора

2.4 Пропарка электродегидратора

2.5 Подготовка и пуск электродегидратора в работу

3. Расчетная часть

3.1 Материальный баланс

3.2 Расчет аппарата

4. Экономическая часть

5. Охрана труда

Заключение

Список использованных источников



• Перечень принятых сокращений
• ЭДГ - электродегидратор
• ЭЛОУ - электро-обессоливающая установка
• КИП - контрольно-измерительный прибор
• ТУ - технические условия
• НД - нормативный документ
• КИП - контрольно - измерительный прибор
• КД - конструкторская документация
• РЭ - руководство по эксплуатации

• Введение
• В настоящее время легко извлекаемые запасы нефти в РФ заканчиваются и большинство российских компаний осваивают всё более трудные по залеганию полезных ископаемых месторождения. К подготовке нефти предъявляются всё более жесткие требования к техническим параметрам.
• Для обессоливания и обезвоживания нефти используется установка ЭЛОУ, без которой немыслимы дальнейшие процессы транспортировки нефти, плохо очищенная нефть может навредить оборудованию и приостановить технологический процесс. При этом нефть предварительно нагревается в системе теплообменников, в нее добавляют деэмульгатор, вода с нефтью образует эмульсию, которая обычно обладает высокой устойчивостью и требует специальных методов разрушения.
• Объектом исследования выпускной квалификационной работы является электродегидратор на установке подготовки нефти Чаяндинского месторождения.
• Предметом исследования является процесс капитального ремонта.
• Цель данной выпускной квалификационной работы заключается в переводе электродегидратора из неработоспособного в работоспособное состояние.
• Задачи исследования - изучить основные данные местности района эксплуатации объекта; ознакомиться с устройством оборудования, подлежащего капитальному ремонту; рассчитать кол-во электродов выявить опасные вредные факторы, снизить влияние опасных вредных факторов при проведении работ.

• 1. Общая часть

1.1 Природно-климатические условия района эксплуатации

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение названо в честь протекающей рядом реки Чаянды - левого притока реки Нюи. Месторождение расположено на территории Ленского и Мирнинского районов Республики Саха(Якутия), в 170 км западнее города Ленска и в 240 км юго-западнее города Мирного.

Геологическое строение месторождения довольно сложное. По классификации форм рельефа участок представляет собой слабовсхолмленную равнину.

Расположено на Юге Сибирской платформы в пределах Непского пологого поднятие слоёв земной коры. Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Непско-Ботуобинской нефтегазовой отрасли Лено-Тунгусской нефтегазовой провинции.

В пределах Непско-Ботуобинской НГО в настоящее время разведано 13 месторождений нефти и газа, среди которых 3 крупных и 1 уникальное.

Содержит 8 залежей, в частности, 2 - нефтегазоконденсатные, 6 - газоконденсатные. Глубина залегания залежей: 1 450-1 850 м.

Разработка месторождения осложнена суровыми климатическими условиями, зонами пониженных пластовых температур и аномально низким пластовым давлением

Для этого района характеры следующие климатические условия:

Климат субарктический, переходящий к умеренно-холодному климату, характеры довольно большие годовые амплитуды температуры.

Зима очень холодная и продолжительная со средней температурой от -34° до -23°. Самый холодный месяц - январь.

Лето, наоборот, мягкое и короткое со средней температурой от +10° до +23,9°, самый тёплый месяц - июль. Осадки умеренные, летом значительно больше, чем в другое время года. Среднегодовое количество осадков -- 486 мм. Наименьшее значение относительной влажности зафиксировано в Май (56.73 %).

Относительная влажность самая высокая в ноябре - 79.0 7%.

В среднем меньше всего дождливых дней приходится на февраль (6.97 дней). Месяц с самыми дождливыми днями - октябрь (11.77 дней).

- Среднегодовая температура - -4,8 °C

- Среднегодовая скорость ветра - 3 м/с

- Среднегодовая влажность воздуха - 79%

Таблица 1.1

Среднегодовые климатические показатели

Климатические данные для Ленска
Месяц	Янв	Фев	Март	Апр	Май	Июн	Июл	Авг	Сент	Окт	Ноя	Дек	Год
Рекордно высокая ?	-0,1	2,2	12,6	18,9	33,0	39,0	37,3	36,3	27,2	17,2	8,0	4,7	39,0
Рекордно низкая ?	-55,8	-56,1	-47,2	-37,8	-15	-5,9	-3	-5,5	-12,8	-32,8	-48,9	-56	-56
Среднее количество Осадков мм	24,9	23,3	17,9	34,2	42,6	69,7	50,3	59,3	65,0	43,0	38,2	24,8	493,2

Рассматривая сейсмическое районирование ОСР - 97Д в баллах по MSK-64 месторождение имеет индекс 7б.

Преобладающее направление ветра Ю-З

Распределение осадков во время года равномерное с небольшим увеличением в летние и осенние месяцы.

Данные действительны для участка трубной обвязки УКПГ, находящегося вне закрытого здания. На Чаяндинском месторождении основная часть системы запорно-регулирующей расположена в крытом помещении для удобства использования и сложной климатической обстановки на объекта.



Рисунок 1.1 Расположение основных объектов месторождения

Рисунок 1.2 Роза ветров г. Ленск

1.2 Описание объекта

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение - одно из крупнейших на Востоке России. Является базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой газопровода “Сила Сибири”. Создание Якутского центра газодобычи в первую очередь направлено на обеспечение газом российских потребителей. С его развитием формируются необходимые условия для газоснабжения и газификации населённых пунктов Якутии и других регионов Дальнего Востока.

Рисунок 1.3 Расположение Чаяндинского месторождения на карте



Рисунок 1.4 Технологические объекты приемо-сдаточного пункта на Чаяндинском месторождении

Открыто в 1983 году в Ленском районе Республики Саха(Якутия). По размеру извлекаемых запасов относится к категории уникальных - 1,2 трлн куб. м газа и 61,2 млн тонн нефти и конденсата.

Проектная производительность - 25 млрд. м газа. Газ месторождения имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объёмы гелия.

Рисунок 1.5 организация транспорта газа по газопроводу с месторождения

Чаяндинское месторождение имеет сложное геологическое строение и особые термобарические пластовые условия. Поэтому для его освоения «Газпром» применяет самые передовые технические достижения.

В суровых природно-климатических условиях Якутии используются малолюдные технологии, предполагающие обеспечение контроля за работой оборудования и комплексное управление объектами в автоматическом режиме. Такой подход способствует оптимизации численности персонала, сокращению транспортных издержек при перевозках людей, отказу от избыточного строительства инфраструктуры, связанной с пребыванием работников на объектах.

1.3 Описание организации, эксплуатирующей месторождение

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» -- 100-процентное дочернее общество ПАО «Газпром», осуществляющее разработку 8 месторождений. Производственные объекты Общества расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, на Камчатке и в Якутии.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» является участником государственной Восточной газовой программы по развитию Якутского центра газодобычи. Предприятие выступало заказчиком работ, является эксплуатирующей организацией по Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению в Республике Саха (Якутия).

Лицензия на Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение предоставлена компании ПАО "Газпром" в соответствии с распоряжением правительства РФ от 16 апреля 2008 года. В г. Ленске создан филиал ООО «Газпром добыча Ноябрьск» -- Чаяндинское нефтегазопромысловое управление, которому поручено обустройство и разработка месторождения.



2. Технологическая часть

2.1 Характер износа оборудования

В процессе эксплуатации установки по обезвоживанию и обессоливанию нефти оборудование и его элементы изнашиваются. Характер износа может быть самым различным и определяется условиями эксплуатации, свойствами материала, из которого выполнено оборудование, его конструктивными особенностями, качеством изоляции и т. д. Часто нарушение условий эксплуатации приводит к разрушению неизношенного оборудования: разрыву трубы, отрыву фланца, выбиванию прокладки, ослаблению болтовых соединений и др. В основном оборудование электрообессоливающей установки, а в частности, электродегидраторы, теплообменное оборудование и связующие их трубопроводы подвержены коррозионному, эрозионному и тепловому износу, поэтому главная задача заключается в устранении его причин.

Износ электродегидратора выражается в следующем:

- утечка во фланцевых соединениях;

- неисправности в работе электрической схемы;

- повышенное давление перед эдг;

- повышение силы тока и уменьшение напряжения в эдг с коротким замыканием нижнего электрода через корпус;

- ухудшение контактного соединения, крепление опорных и проходных изоляторов в распределительных устройствах.

2.2 Диагностика технического состояния оборудования

Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией оборудования электрообессоливающей установки является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.

Ревизия ЭДГ и его узлов проводится не реже одного раза в два года. Ревизию проводят механик и начальник установки ЭЛОУ совместно с инженером технического надзора.

При проведении ревизии аппаратов выполняются следующие работы:

- чистка внутренних поверхностей и устройств;

- наружный и внутренний осмотр корпуса аппарата, сварных соединений;

- замена прокладок на фланцевых соединениях;

- протяжка резьбовых соединений крепления фланцев и корпуса аппаратов;

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния оборудования и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Оценка технического состояния оборудования производится по наименее надежным элементам конструкции, определение которых должно осуществляться на основании информации об условиях его изготовления, монтажа, эксплуатации, ремонтов в период работы, расчетов напряженно-деформированного состояния, а также данных о повреждаемости элементов конструкции, фактического состояния металла, сварных соединений и т.п.

К таким элементам конструкции обследуемого оборудования относятся:

- продольные сварные швы цилиндрических обечаек;

- кольцевые сварные швы приварки концевых деталей сосудов (днищ, фланцев, горловин), также люков, штуцеров и т.п., сварные швы трубопроводов;

- перекрестия продольных и кольцевых сварных швов;

- сварные швы приварки опорных элементов внутренних устройств, а также внешних и грузозахватных элементов сосудов;

- места ослабления элементов сосудов отверстиями, патрубками и т.п.;

- штампованные элементы (днища) в местах технологического утонения при изготовлении;

- поверхности металла в зоне раздела жидкой фазы технологической среды, места возможного максимального коррозионного и эрозионного износа.

Исследования и расчеты должны быть оформлены актами, протоколами, техническими решениями по ремонту, расчетными записками и др. документами, выполненными специалистами, проводящими обследование.

Заключительным этапом работ по обследованию технического состояния является расчет остаточного ресурса эксплуатации. Он выполняется на основании анализа первичной информации об объекте и результатов диагностики технического состояния.

Все перечисленные документы подлежат обязательному включению в виде приложений в окончательное заключение о техническом состоянии оборудования.

Вопрос возможности снижения объемов контроля оборудования должен решаться специализированной организацией, по согласованию с владельцем, в зависимости от конкретных условий (доступность мест контроля, сроки остановки и запуска по условиям владельца и т.п.) и оценки состояния оборудования. При этом соответственно должен снижаться расчетный ресурс остаточной работоспособности данного оборудования.

Итоговым документом является заключение о техническом состоянии и допустимых сроках эксплуатации. Это заключение с приложением всех актов, протоколов, технических решений по ремонту, расчетов, а также документов, подтверждающих выполнение ремонта и контроль его качества неразрушающими методами, подлежат обязательному вложению в паспорт оборудования.

Виды и объемы работ при обследовании устанавливаются на основании информации, полученной об объекте, конкретно для каждого объекта.

Специалисты, принимающие участие в работах по обследованию оборудования, должны соответствовать квалификационным требованиям и быть аттестованы в соответствии с действующими правилами Ростехнадзора России.

Документы специалистов подлежат обязательному включению в виде приложений в окончательное заключение о техническом состоянии оборудования.

Рисунок 2.1 Схема электродегидратора

Электродегидратор состоит из: корпуса (1), изолятора (2), верхнего электрода (3), нижнего электрода (4), сборника обессоленной нефти (5), трансформатора (6), ввода высокого напряжения (7), сборника солевой воды (8), промывочного коллектора (9), распределителя нефти (10). Потоки - 1 - выход обессоленной нефти, 2 - вход нефти, 3 - удаление шлама, 4 - ввод воды на промывку аппарата, 5 - выход дренажной воды.

2.3 Техническое обслуживание и ремонт электродегидратора

ЭДГ в процессе эксплуатации обслуживается операторами, обслуживание заключается в своевременной регулировке параметров технологического режима и устранении причин отклонения от нормальной работы.

Режим работы аппарата должен поддерживаться в пределах параметров, приведённых в нормах технологического режима.

Техническое обслуживание электродегидратора включает следующие работы:

- визуальное наблюдение - внешнее, а также внутреннее через смотровые окна;

- наблюдение и проверка подачи напряжения на электроды;

- наблюдение за наличием и исправностью КИПиА;

- следить за уровнем водяной подушки в отстойниках. В случае отказа в работе автоматических регуляторов уровня немедленно переходить на ручное регулирование;

- постоянно следить за уровнем в аварийной емкости. При повышении уровня выше нормального, о чем свидетельствует загорание сигнальной лампы на центральном щите, необходимо откачать жидкость из аварийной емкости;

- следить и поддерживать заданную температуру подогрева сырья, при низкой температуре подогрева сырья в теплообменниках довести температуру подогрева сырья до нужной температуры.

Регулирование качества обработки нефти производится подбором напряжения на электродах, уровнем дренажной воды в ЭДГ, качество и количеством дозируемого деэмульгатора, расходом промывной воды, перепадом давления на смесительном клапане.

При этом внимание также уделяется работе приборов обеспечивающих безопасную эксплуатацию электродегидраторов.

Мероприятия для подготовки ЭДГ к ремонту:

- остановить эдг согласно инструкции;

- сбросить давление до «0», охладить до температуры не более 45 ?, освободить от продукта в дренажную ёмкость;

- отглушить аппарат от трубопроводов с помощью установки стандартных стальных заглушек, толщина которых определяется расчётом на внутреннее давление, имеющих выступающие части - хвостики. Установка и снятие заглушек регистрируется в журнале «Учета установки-снятия заглушек»;

- пропарить аппарат водяным паром для удаления взрывопожароопасных и токсичных веществ;

- проветрить, охладить аппарат до температуры не более 45 ?;

- произвести замер газовоздушной среды в аппарате на наличие углеводородов и кислорода. при необходимости повторить пропарку;

- составить акт сдачи аппарата в ремонт, при необходимости получить разрешение на проведение огневых или газоопасных работ.

Ремонт электродегидратора:

Он включает в себя следующие операции:

- вскрытие аппарата;

- анализ воздушной среды - О₂ - 20%;

- внутренний и внешний осмотр со службой технического надзора;

- удаление оставшейся грязи, песка, окалины и др. примесей;

- промер толщины стенок (внутренняя интенсивная коррозия), при их деформации производится их восстановление. Предотвращают коррозию электродегидраторов используя протекторную защиту или нанося на поверхность нижней части торкрет.(бетонные покрытия на 0.5 м выше максимальной отметки зеркала раздела нефтяной и водной фаз);

- замена проходных изоляторов - бушингов;

- замена участков защитного покрытия корпуса.

Торкрет - бетонное покрытие состоит из цемента марки 400- 500 и тонкомолотой добавки речного песка в массовом соотношении 1: 2. В качестве добавки используется также диабазовая мука или молотый кварцевый песок.

Защищаемая поверхность очищается от ржавчины. Для того чтобы придать цементному покрытию прочность, натягивается арматурная сетка из проволоки диаметром 3--5 мм с ячейками от 60 х 60 до 100 X 100 мм. Перед монтажом сетка очищается от грязи и жира и натягивается на монтажные крючья.

При производстве работ по нанесению торкрет- покрытия используются цемент-пушка, воздухоочиститель, бак для воды и компрессор, обеспечивающий давление не менее 0,5 МПа. Цементное покрытие наносится в 2--3 приема. Между первым и вторым слоем покрытия укладывается армирующая сетка. Во время схватывания цементного раствора покрытие орошается водой и затем выдерживается под водой в течение 15--20 суток.

В качестве протекторного материала для защиты электродегидратора от коррозии применяют магниевые, цинковые и алюминиевые сплавы.

Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и продуктов коррозии. На очищенную поверхность наносят изоляцию, за исключением места сварки, аналогичную изоляции протектора.

Контакт протектора с корпусом осуществляют путем приварки к нему стальной арматуры, или с помощью стального стержня.

Места контактов протекторов с корпусом изолируют эпоксидной смолой.

Техническое обслуживание протекторной защиты заключается в контроле эффективности протекторной защиты и периодической замене изношенных протекторов.

Для предотвращения коррозии, кроме нанесения торкрет-покрытия и протекторов проводится окраска внутренней поверхности. Перед окраской резервуар пропаривается, осуществляется очистка внутренней поверхности пескоструйным аппаратом и протирка ветошью, смоченной в бензине.

Ремонт корпуса заключается в устранении трещин и выпучин. Концы трещин засверливаются сверлом диаметром 6--8 мм, затем трещины разделяются обычным способом, устанавливается подкладка и трещина заваривается.

Ремонт электрооборудования электрообезвоживающей и обессоливающей установок должен осуществляться электротехническим персоналом, допущенным к работам на электроустановках напряжением выше 1000 В.

При ремонте контактных соединений распределительных устройст их поверхность очищают ацетоном или уайт-спиритом от смазки и грязи, удаляют ржавчину со стальную и оксидную пленку с алюминиевых шин. Болты затягивают до отказа, но так, чтобы под ними не сминался материал шин и не повреждалась резьба болтов.

При ремонте шинопроводов проверяют и состояние опорных или проходных изоляторов, на головках которых крепятся шины. Если на поверхностях фарфоровых изоляторов имеются небольшие сколы или трещины, их ремонтируют, покрывая двумя слоями бакелитового лака. При нарушении большой площади и армировки фланцевых изоляторов их заменяют новыми.

Сварные контактные соединения шин ремонтируют, удаляя старый сварочный шов и повторяя сварку или приваривая новый кусок шины, накладываемый на поврежденный участок.

При проверке болтового крепления изолятора к конструкции надо убедиться, что изолятор не проворачивается от руки. Для устранения развертывания гаек на болтах во время ремонта или ревизии под них подкладывают пружинящие шайбы.

Капитальный ремонт включаются все работы текущего ремонта, а также выполняются следующие работы:

- замена распределительных устройств;

- замена электродов, штуцеров.



2.4 Пропарка электродегидратора

Пропарка резервуара с целью его дегазации производится водяным паром от стационарных котельных или передвижных пароподающих установок (ППУ). Резервуары пропаривают при открытых люках на их крыше. Температура подаваемого водяного пара и поверхности паропровода не должна превышать 120 °С, внутри резервуаров РГС. Пропарка производится до достижения концентрации паров нефти в резервуаре меньшей, чем 2 г/м³.

Производительность подачи пара в резервуар и выхода паров нефти из него должна быть такой, чтобы привести к образованию взрывоопасных концентраций в каре наземных резервуаров и на крыше - подземных.

Разогретые жидкие углеводородные фракции удаляются через сифонный кран.

При подготовке резервуара к зачистке проводится:

- выкачка технологического остатка товарного нефтепродукта до минимального уровня (до "прохвата" насоса) по зачистной линии в свободный резервуар;

- отключение резервуара от трубопроводов, установка необходимых заглушек на системах трубопроводов выполнение мер безопасности, предусмотренных в наряде-допуске;

- определяется количество остатка, отбирается проба, определяется объем зачистных работ;

- проводится инструктаж работников по безопасным методам проведения зачистных работ, пожарной безопасности, оказанию первой помощи пострадавшему работнику, по специфическим особенностям резервуара и характерным опасностям, которые могут возникнуть при проведении работ;

- проверяется исправность подъездных путей, наличие средств пожаротушения, заземления резервуара;

- оформляется акт о готовности резервуара к проведению зачистки;

Процесс зачистки резервуара предусматривает следующие виды работ:

- разогрев остатка нефтепродукта в резервуаре системой подогрева;

- удаление остатка нефтепродукта;

- предварительную дегазацию в случае остатка нефтепродукта с температурой вспышки пасов ниже 60 °C;

- промывку внутренних поверхностей резервуара ТМС;

- удаление продуктов зачистки;

- чистовую обработку днищевой поверхности.

Для удаления остатка вязкого нефтепродукта проводится его разжижение путем подогрева. Подогрев выполняется одним из способов:

- разогрев горячей водой;

- циркуляционном;

- гидромониторным.

После окончания пропарки резервуар остужают до температуры, не превышающей 30 °С. Затем производится замер концентрации паров нефти. Если она не превышает 2 г/м³, то вскрывается люк-лаз на первом поясе, а если она выше 2 г/м³, то прибегают к дополнительной естественной и искусственной вентиляции.

2.5 Подготовка и пуск электродегитратора в работу

Перед пуском ЭДГ необходимо выполнить следующие операции:

- убрать все посторонние предметы из полости аппарата, площадок обслуживания, каре эдг;

- убедиться в сборке всех фланцевых соединений, закрытии люка-лаза.;

- убедиться в окончании ремонтных работ, если они проводились;

- убедиться в отсутствии заглушек на трубопроводах нефти и воды и их наличии в местах, где это требуется по условиям технологического процесса;

- убедиться в исправности пдк psv-101, psv-104;

- проверить работоспособность КИП, регулирующей и запорной арматуры блока ЭЛОУ с целью выявления неисправностей и их устранения;

- проверить готовность коммуникаций, связывающих ЭДГ с оборудованием установки и сопряженными участками;

- проверить работоспособность средств связи, аварийного оповещения, наличие и состояние средств пожаротушения и исправность заземляющих устройств;

- проверить наличие и исправность заземляющих устройств;

- проверить правильность установки отсекающией и регулирующей арматуры, обратных клапанов;

- проверить наличие и исправность обогрева и теплоизоляции оборудования, трубопроводов и КИП;

Пуск ЭДГ в работу:

Заполнение ЭДГ нефтью производится как правило на режиме холодной циркуляции установки, при закрытой запорной арматуре по входу и выходу нефти и открытой на байпасной линии аппарата. Это обеспечивает равномерность прогрева сосуда. При заполнении аппарата нефтью с температурой близкой к рабочей следует увеличить время заполнения.

Приоткрыть задвижку по входу нефти в ЭДГ, медленно заполнить, вытесняя газовую «подушку» через пробоотборник воды и обессоленной нефти. При появлении жидкости пробоотборники поочередно закрыть.

Нагружение ЭДГ давлением должно осуществляться с 15-минутными выдержками давления на ступенях 0,25 Р_раб., 0,5 Р_раб., 0,75 Р_раб. - скорость нагружения давлением не должна превышать 0,02 Мпа в минуту.

Остаток «подушки» стравить через штуцер в верхней точке трубопровода выхода нефти из V-101, а также из втулки узла ввода высокого напряжения через предусмотренный для этого штуцер. При наличии газовой «подушки» сигнализатор заполнения поз. LSLL-1105 не даст разрешения на пуск высоковольтного трансформатора, или отключит питание, если «подушка» образовалась в процессе работы.

Полностью открыть задвижки по входу нефти в аппарат и по выходу из него. Медленно закрыть задвижку на байпасной линии ЭДГ, контролируя при этом расход нефти на установку и давление в аппарате.

При значительном падении расхода нефти на установку прекратить закрытие задвижки, открыть её и выяснить причину непроходимости нефти через V-101.

После наладки стабильной циркуляции нефти через ЭДГ, и подъёма температуры до 90 - 121 ?, дать заявку электроцеху о сборке электросхемы питания высоковольтного трансформатора.

Включить питание трансформатора путем нажатия кнопки «Пуск» на панели блока управления в операторной, при этом на местной панели управления кнопка «Пуск» должна быть зажата. При появлении напряжения питания трансформатора на панели загорается лампа «Работает» (красный цвет). Амперметр покажет ток нагрузки. На пульте управления в операторной появится индикация работы трансформатора (зеленый цвет сигнальной лампы), отобразится текущее напряжение на решётку и текущий ремонт.

Пустить в работу узел подачи деэмульгатора в нефть на БПР-1 и отрегулировать его расход.

Заполнить водой емкость ТК-101, насосы Р-107А/В. В зимнее время включить подогрев емкости теплофикационной водой. Через 30-45 минут после подачи дэемульгатора пустить в работу один из насосов Р-107А/В и произвести подачу воды на смешение с нефтью перед теплообменником Е-101А расходом около 1 м³/ч по расходомеру FI-101.

При температуре нефти перед теплообменником Е-101А ниже +1?, воду перед Е-101А не подавать.

Заполнить теплообменник Е-107 по контуру промывной воды, подать воду на смешение перед V-101 расходом около 1 м³/ч по расходомеру FI-101. Смесительный клапан при этом полностью открыт.

Следить за набором уровня воды посредством уровнемера поз. LT-1102. При достижении уровня воды 20% заполнить теплообменник Е-107 по контуру соленой воды, направить поток в закрытую систему очистки промышленных стоков. Регулировку уровня воды осуществлять клапаном поз LV-1102.

Постепенно увеличить подачу воды до 2 м³/ч из расчёта не более 2% к загрузке по нефти.

Отрегулировать оптимальный перепад давления на смесительном клапане в пределах 0,1 - 1,05 кгс/см².

Набрать уровень воды в аппарате в пределах 30-70 % по показаниям уровнемера поз. LT-1102, добиться устойчивого межфазного уровня и температуры в ЭДГ.

Включить в работу схему автоматического регулирования уровня воды в аппарате.

Визуально проконтролировать уровень раздела фаз по пробоотборникам.

Рисунок 2.2 Мнемосхема одной из ступеней подготовки на щите управления операторной

Система предназначена для сбора информации о состоянии технологических параметров и представления её в удобном виде на мониторе автоматизированного рабочего места оператора (АРМ). Она предусматривает измерение следующих параметров:

- температуры газа до и после штуцера,

-трубного и затрубного давления,

- межколонного давления,

- давления после штуцера, а также аварийную сигнализацию при отказе оборудования системы.



3. Расчетная часть

3.1 Материальный баланс

Согласно технической документации, производственные мощности УКПГ месторождения следующие:

а) годовая мощность переработки нефти (99,99%), т/год - 3500000

б) время эффективное, ч/год - 8480

Таблица 3.1

Материальный баланс

Приход	т/час	Расход	т/час
1 Нефть 2 Вода 3 Деэмульгатор	400,0 195,0 0,0195	1 Нефть с обводненостью 0,5% 2 Вода	406,4 188,6
Итого:	595	Итого:	595

3.2 Расчёт аппарата

Для обеспечения качественной и полноценной работы аппарата нужно поддерживать исправность его узлов и агрегатов в работоспособном состоянии. Во время эксплуатации ресурс оборудования заканчивается, что может привести к изменению параметров технологического процесса. Для этого следует рассчитать рабочие параметры для ЭДГ для корректировки параметров после ремонта.

Для эффективного отстоя должно соблюдаться соотношение:

,

где, - время пребывания нефти в электродегидраторе, ч;

- время, необходимое для осаждения капель воды, ч;

Время пребывания нефти в электродегидраторе определяется по формуле:

,

где, - высота слоя эмульсии, м;

- скорость движения нефти при нижней её подаче, м/ч.

Время, необходимое для осаждения капель воды:

где, - скорость осаждения капель воды в неподвижной среде и фактическая скорость капель воды в потоке поднимающейся нефти, м/ч.

Подставив уравнения (2) и (3) в неравенство (1) получим:

Таким образом, линейная скорость движения нефти в электродегидраторе должна быть, как минимум в два раза меньше рассчитанной скорости осаждения капель воды.

Для гарантированного осаждения можно рекомендовать двукратный запас, т.е.:

Скорость осаждения капель воды в неподвижной среде при ламинарном характере движения определяется по формуле Стокса:



где d - диаметр капель воды, м;

- плотность воды при температуре отстоя, кг/м³;

- кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м²/с.

Для определения скорости осуждения капель воды необходимо проверить значение Re по формуле:

Скорость осаждения в неподвижной среде составит:

Далее определяем значение критерия Re по формуле (3.7):

т.е. Re < 0,4, следовательно, использование формулы Стокса для определения справедливо.

Для определения формула (3.3) высота слоя эмульсии равна:

где, - поверхность раздела фаз.

Расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз принимаем равным 1 м.

Время отстоя

Тогда скорость движения частиц нефти с использованием выражения (2) можно определить по формуле:

Фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти составляет:

Следовательно, производительность G аппарата равна:

где S - максимальная поверхность осаждения.

Число параллельно работающих аппаратов составляет:

Принимаем n = 2шт.

По результатам расчётов выбираем 2 аппарата для установки ЭЛОУ.

Рассчитав основные параметры можно производить работы по ремонту ЭДГ. После проведения капитального ремонта следует произвести наладку ЭДГ по заданным параметрам в расчётах, иначе сбой в ЭДГ приведёт к остановке работы установки ЭЛОУ на месторождении и разрушению других узлов установки из-за нарушения технологического процесса.

3.2 Расчёт штуцеров электродегидратора

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

где - скорость продукта, принимается 1-3 м/с;

V- объемный расход продукта, м³ /с.

Расчет штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расход эмульсии составляет:

где n - количество электродегидраторов.

Скорость эмульсии принимаем 1 м/с.

плотность эмульсии для нефти плотностью кг/м³ и воды, с плотностью 958 кг/м³

Принимаем D_y = 300 мм.

Расчёт штуцера выхода воды

Скорость воды, согласно расчётам, равняется

Принимаем D_y = 80 мм.

Расчёт диаметра штуцера выхода товарной нефти

Расход товарной нефти составляет:

Принимаем D_y = 250 мм

Проведя расчёты штуцеров для электродегидратора, принимаем следущие размеры: диаметр штуцера для выхода эмульсии составит 300 мм, для выхода воды вышел 80 мм и для выхода товарной нефти 250 мм соответственно. Важно правильно подобрать штуцеры для электродегидратора, ведь от них зависит пропускная способность установки и в целом её работоспособность, от неправильного рассчёта штуцеров, их последующей установки и эксплуатации может произойти аварийная ситуация, приводящая к разрушению установки.



4. Экономическая часть

4.1 Расчёт затрат на приобретение, монтаж и эксплуатацию установки обессоливания и обезвоживания водонефтяной эмульсии

Расчет капитальных затрат на новое оборудование:

где С_о - суммарная стоимость оборудования, руб;

С_м - стоимость монтажных работ, руб;

С_тр - транспортные расходы, руб.

Транспортные расходы составляют: 130000 руб.

Расходы на наладку и монтаж оборудования

Таблица 4.1

Процент стоимости работ от общей стоимости оборудования

Наименование нормативов	% от стоимости оборудования
1.На устройство фундаментов	10
2. На технологические трубопроводы	20
3. На антикоррозионные работы	5
4. На кабельные разводки	5
5. На КИПиА	10
6. На монтаж оборудования	22
8. На вспомогательное оборудование	5

Таблица 4.2

Стоимость выполнения работ в рублях

Наименование нормативов	Затраты, руб.
1.На устройство фундаментов	230000
2. На технологические трубопроводы	460000
3. На антикоррозионные работы	115000
4. На кабельные разводки	115000
5. На КИПиА	230000
6. На монтаж оборудования	506000
8. На вспомогательное оборудование	115000
Итого	1771000

Итого расходы на новое оборудование составляют:

К = 2300000+1771000+130000 = 4201000 руб = 4,201 млн.руб.

4.2 Основная заработная плата

Основная заработная плата - это зарплата, которая начисляется работнику за фактически отработанное им время с учетом качества и количества выполненной работы, с учетом доплат за работу в ночное и сверхурочное время, а также оплатой за период простоя, случившийся не по вине рабочего. Такой вид оплаты производится по сдельным расценкам, окладам, премиям и тарифным ставкам.

Т_ст=100 руб/час - тарифная ставка

Основная заработная плата (З_осн), с вычетом праздничных дней рассчитывается по следующей формуле:

Зарплата за ночные смены и праздничные:

Итого заработная плата в год одного оператора:



4.3 Дополнительная заработная плата

Заработная плата, начисленная рабочим и служащим не за фактически выполненные работы или проработанное время, а в соответствии с действующим законодательством, в том числе оплата очередных отпусков рабочих и служащих, льготных часов подростков, времени, связанного с выполнением государственных и общественных обязанностей, и др. Дополнительная заработная плата учитывается так же, как и основная, и включается в фонд заработной платы.

где З_доп - дополнительная заработная плата, руб.;

k_доп - коэффициент дополнительной зарплаты ( 15 % от З_осн);

З_осн - основная заработная плата, руб.

Итого расходы на заработную плату одного сотрудника составляют: 776800 руб.

Но так как для эксплуатации и обслуживания аппарата потребуется два оператора, затраты на заработную плату сотрудникам в год составят: 1553600 руб.

4.4 Отчисления во внебюджетные фонды(страховые отчисления)

В данной статье расходов отражаются обязательные отчисления по установленным законодательством Российской Федерации нормам органам государственного социального страхования (ФСС), пенсионного фонда (ПФ) и медицинского страхования (ФФОМС) от затрат на оплату труда работников.

Величина отчислений во внебюджетные фонды определяется исходя из следующей формулы:

233040•2=466080 руб. так как два оператора

где k _внеб - коэффициент отчислений на уплату во внебюджетные фонды (пенсионный фонд, фонд обязательного медицинского страхования и пр.).

На 2016 г. в соответствии с Федеральным законом от 24.07.2009 №212-ФЗ установлен размер страховых взносов равный 30%.

4.5 Общие расходы на приобретение, транспортировку, установку, так же на оплату труда обслуживающего персонала

Таблица 4.3

Общая стоимость работ

Наименование	Затраты, руб.
1.Расходы на новое оборудование	4201000
2.Расходы на заработную плату операторов	1553600
3.Расходы на страховые отчисления	466080
Итого	6220680

По произведенным мною расчетам можно сделать вывод о том, что для приобретения данного оборудования, установки и эксплуатации в течении года потребуются денежные средства в размере 6220680 руб.



5. Охрана труда

Установка ЭЛОУ-АВТ находится на открытой площадке. Основным оборудованием является электродэгидраторы и ректификационная колонна.

Также предусмотрена раздельная установка оборудования. Размещение арматуры и раздельных блоков установки произведено исходя из соображения поточности по схеме обеспечения оптимальной протяженности трубопроводов и удобства обслуживания.

Весь процесс на установке ЭЛОУ-АВТ протекает при высоких температурах нагрева нефти и нефтепродуктов (до 4000? при вакууме) и высоком давлении (до 12 атм.).

Производственные помещения установки относятся к классу В-

1А, как помещения в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, а возможны только при авариях или неисправностях.

При нормальной эксплуатации установки основными причинами аварий и несчастных случаев могут быть:

- внезапное прекращение подачи на установку сырья, электроэнергии, пара, оборотной воды, воздуха КИП;

- нарушение норм технологического режима;

- нарушение герметичности аппаратов, трубопроводов, запарной арматуры;

- нарушение правил подготовки оборудования к ремонту, приема из ремонта и выпуска его в эксплуатацию;

- нарушение правил техники безопасности при работе с растворителями, при отборе проб, при включении оборудования после ремонта;

- нарушение правил эксплуатации оборудования.

Техника безопасности. Предупреждение травматизма на производстве - сложный процесс, требующий рационального размещения оборудования, организации рабочих мест, применение безопасных производственных процессов и оборудования, безопасной организации труда, четкого распределения и исполнения функции управленческого персонала по безопасности производства. Для обеспечения условий безопасной и безаварийной эксплуатации установки предусмотрен ряд мероприятий в соответствии с существующими правилами и нормами техники безопасности, а именно:

- управление технологическим процессом осуществляется автоматически и дистанционно с помощью регуляторов, расположенных на щите управления в операторной;

- выполнена светозвуковая сигнализация по опасным нарушениям технологического режима, которые могут привести к аварийной ситуации;

- противоаварийная система защиты (ПАЗ) обеспечивает срабатывание блокировок при опасных нарушениях технологического режима, которые могут привести к аварийной ситуации.

- для защиты оборудования, аппаратов, трубопроводов от разрушения (разгерметизации) при резком повышении давления, на аппаратах, работающих под давлением, установлены предохранительные клапаны;

- сброс с предохранительных клапанов, в случае их подрыва, предусмотрен в закрытую факельную систему завода;

- всё оборудование и трубопроводы, работающие при температурах более 60 °С, выполнены с теплоизоляцией;

- насосы, расположенные в насосный класс -1А имеют дистанционное отключение из безопасной зоны на случай возникновения загазованности или пожара непосредственно в насосной;

- при газоопасных работах первой группы (внутри емкостей, колодцах, холодильниках и т.д.) используются осветительные приборы с малым напряжением.

Для обеспечения безопасности работ, установка соответствует требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования». Надёжность и безопасность эксплуатации колонны обеспечивается за счёт герметичности фланцевых соединений, люков, запорной арматуры, предохранительных клапанов. Технологическое оборудование оснащено системами автоматического регулирования, аварийной сигнализацией и блокировкой в целях предупреждения аварийной ситуации. Согласно «Правил устройства электрических установок» все металлические нетоковедущие части электрооборудования и электроаппаратуры, могущие оказаться под напряжением, при неисправностях, заземлены. При горячем и холодном отделениях технологической насосной сооружаются наружные контуры заземления из трубчатых электродов «2» длиной по 2,5 м, забиваемых в землю на глубину 3м и соединяемых стальной полосой 30х4 с помощью сварки. Нейтрали трансформаторов на низкой наглухо заземлены путем присоединения к наружному контуру заземления.

Заземление электрооборудования выполняется полосовой сталью 25х3, присоединяемый к магистрали заземления. Всё электрическое оборудование -взрывозащищённого исполнения, определённого по ГОСТ 12.202 -76. В данном производстве на электроустановках применяют следующие электрозащитные средства: изолирующие, защитные, средства, обеспечивающие электро-изоляцию человека от токоведущих частей -резиновые перчатки; ограждающие, предназначенные для временного ограждения токоведущих частей, а также для индивидуальной защиты персонала от тепловых и механических воздействий. Для обеспечения безопасной работы персонала и оборудования на установке применяются следующие средства коллективной защиты: заземляющие устройства, нейтрализаторы, антиэлектростатические вещества. Вещества и материалы, имеющие удельное сопротивление выше 105 Ом/м, электризуются и способны вырабатывать статическое электричество. Для предупреждения возможности возникновения опасных искровых разрядов с поверхности оборудования, перерабатываемых веществ, а также с тела человека, необходимо обеспечивать стекание возникающих разрядов статического электричества.

Внешний осмотр заземляющего устройства производится обслуживающим персоналом цеха. Об осмотрах, обнаруженных неисправностях и принятых мерах по их устранению должна быть сделана соответствующая запись в журнале осмотра заземляющих устройств или в оперативном журнале. Каждый работник предприятия проходит обучение, связанное со спецификой работы установки. Работа с трубопроводами, несущими газ. работа с сосудами, работающими под давлением и т.д. Проверка знаний рабочих проводится один раз в год.

Производственная санитария.

Микроклиматические условия рабочей зоны оказывает влияние на терморегуляцию организма, что в свою очередь влечет за собой изменение восприимчивости организма к вредным веществам. Высокая температура воздуха увеличивает летучесть многих веществ и повышает их концентрацию в воздухе рабочей зоны. Влажность воздуха также может увеличить опасность отравления. Поэтому для нормального выполнения рабочими своих обязанностей в соответствии с ССБТ ГОСТ 12.1.005-82 и СНиП-245-71, устанавливают оптимальные и допустимые нормы микроклиматических условий производственной среды.

Вентиляция является важным средством борьбы с загрязненностью, запыленностью среды и улучшения условий в помещениях. Так как блок стабилизации располагается на открытой площадке, то никаких дополнительных приспособлений не требуется. Рабочим местом работником по управлению процессом является щитовая, которая находится в непосредственной близости от блока, поэтому в воздух рабочей зоны может попасть некоторое количество вредных веществ. Для нормализации метеоусловий применяются в холодное время отопление, а в жаркое вентиляция и кондиционер. В данном производстве к выбросам в атмосферу относятся дымовые газы печей, выводимые через дымовую трубу

Воздействие шума на организм человека.

Данный проектируемый объект имеет небольшой уровень шума 50,2 Дб., но даже при таком уровне у рабочих рассеивается внимание, появляется раздражительность. Результатом воздействия шума на слух может быть ухудшение слуха. Меры борьбы с шумом следующие: -звукоизоляция -ограждающие конструкции, которые обеспечивают снижение шума, -звукопоглощение. Освещение в производственных помещениях, в которых постоянно прибывают люди, в дневное время используется естественное освещение. Естественное освещение создается в производственных помещениях через оконные и другие остекленные проемы боковые и верхние. Искусственное освещение создается светильниками В проектируемом производстве используется естественное освещение, а также искусственное, которое создается светильниками.

На проектируемом объекте существует два способа вентиляции: естественная и механическая (искусственная) вентиляция. При естественной вентиляции используется сила ветра. Над крышей здания на вытяжной трубе, соединенной с помещением, устанавливается дефлектор. Вентиляция посредством дефлекторов применяется там, где требуются небольшие воздухообмены и где есть тепловыделения, помогающие движению воздуха через дефлектор. При механической вентиляции воздухообмен создается при помощи вентиляторов и эжекторов, посредством которых воздух подается в помещение или отсасывается из него. Искусственная вентиляции приточная, служащие только для подачи свежего воздуха в помещения. Для щитовой выбирается взрывозащищенный асинхронный вентилятор ВАО-21-442.

Пожарная безопасность.

На проектируемом производстве для обеспечения пожарной безопасности выполнены следующие мероприятия:

-все оборудование, за исключением компрессоров, на открытой площадке;

-в помещениях класса В-1А установлены сигнализаторы непрерывного контроля довзрывных концентраций с выдачей светового и звукового конденсатных насосов, размещено сигналов в операторной и передвходными дверьми этих помещений;

-на территории установки запроектировано четыре подъезда с трех сторон;

-сооружения и здания на территории установки выполнены 1 и 2 степени огнестойкости;

-разрывы между зданиями и сооружениями, аппаратурой удовлетворяют требованиям противопожарных норм (ПТУ СП-02-62);

-дренаж аппаратов и трубопроводов осуществляется в закрытую систему;

-сбросы от аппаратов с горючей газовой средой направляются на факел;

На установке имеются следующие средства пожаротушения:

-лафетные стволы;

-система пожарного водопровода с гидрантами;

-система пожаротушения в помещении маслохозяйства;

-огнетушители ОУ-80, ОП-5, ОХП-10, ОУ-5, ОУ-2;

-кошма;-ящики с песком;-лопата;-носилки.

На установке имеются три пожарных извещателя, включенные в комплексную слаботочную сеть завода.

Защита атмосферы.

К числу основных вредных веществ, загрязняющих атмосферу на объекте, относятся различные органические соединения, их производные, а также окись углерода, сероводород, сероуглерод пыль неорганических соединений и так далее. Для различных вредных веществ установлены нормы предельно допустимых концентраций их в атмосферном воздухе. Борьба с загрязнениями атмосферы осуществляется различными способами. Прежде всего, применяют технологические мероприятия, направленные на уменьшение или исключение выбросов. Согласно санитарным нормам проектирования промышленных предприятий, выделяющие вредные выбросы, отделяются от жилых районов санитарно-защитными зонами. Влажность воздуха также может увеличить опасность отравления.

В данном производстве к выбросам в атмосферу относятся дымовые газы печей, выводимые через дымовую трубу высотой 60 метров, с содержанием диоксида серы SO2 до 0,2 % об. Сброс газов во время регенерации катализатора производится в атмосферу через свечу на высоте 12 метров.

Защита гидросферы.

Вода используется как в технологических, так и во вспомогательных операциях - охлаждение производственной аппаратуры, удалении отходов производства и так далее. При этом она загрязняется и перед сбросом в водоем должна проходить соответствующую очистку. Сбрасываемую воду можно разделить на два вида: -условно чистая -это вода, непосредственно не соприкасающаяся с химическими веществами, а использованная для охлаждения или нагревания закрытой теплообменной аппаратуры; загрязненная вода - образуется при непосредственном ее контакте с химическими веществами (промывка аппаратов после окончания в них реакции и так далее).